Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций.pdf

1

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ

ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ОАО «ФСК ЕЭС»

СТО 56947007-

25.040.70.101-2011

Правила оформления

нормальных схем электрических соединений подстанций и графического

отображения информации посредством ПТК и АСУ ТП

Стандарт организации

Дата введения: 22.09.2011


2011

2

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены

Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом

регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке

и применении стандартов организаций Российской Федерации – ГОСТ Р 1.4-

2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций.

Общие положения», общие требования к построению, изложению,

оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов,

правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений

к ним – ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и

обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие

требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения

изменений к национальным стандартам Российской Федерации – ГОСТ Р 1.5-

2004.

Сведения о стандарте организации

1 РАЗРАБОТАН: Службой оперативно-технологического

управления ОАО «ФСК ЕЭС».

2 ВНЕСЕН: Департаментом технологического развития и

инноваций.

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 22.09.2011 № 570.

4 ВВЕДЕН ВЗАМЕН СТО 56947007-29.240.10.035-2009 «Правила

оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и

графического отображения информации посредством программно-

технических комплексов», утверждѐнного распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС»

от 28.09.2009 № 398р, в редакции приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010 №

423.

Замечания и предложения по стандарту организации следует направлять в ОАО

«ФСК ЕЭС» по адресу 117630, Москва, ул. Ак. Челомея, д. 5А, электронной почтой по

адресу: [email protected]; [email protected].

Настоящий стандарт организации не может быть полностью или частично

воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без

разрешения ОАО «ФСК ЕЭС»

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]

3

Содержание

1 Общие положения ........................................................................................... 4

1.1 Список применяемых сокращений. ............................................................... 5

1.2 Термины и определения, используемые в разделе 2. .................................. 6

1.3 Термины и определения, используемые в разделе 3. .................................. 7

2 Порядок оформления нормальных схем ПС ................................................ 8

2.1 Требования к изображению нормальных схем ПС ..................................... 8

2.2 Требования к графическому редактору, размерам и штампу

нормальных схем ПС .............................................................................................. 13

2.3 Требования к нанесению надписей у элементов нормальных и

оперативных схем ПС ............................................................................................. 14

2.4 Принцип построения наносимых на нормальную схему ПС

диспетчерских наименований ЛЭП ....................................................................... 15

3 Единые требования к графическому отображению информации на

средствах индивидуального и коллективного пользования ПТК ГЦУС

(ЦУС), АСУ ТП ПС ................................................................................................. 16

3.1 Основные принципы отображения информации ....................................... 16

3.2 Типовой состав предоставляемых заказчиком материалов для

разработки системы графического отображения информации на

средствах индивидуального и коллективного пользования ЦУС. ..................... 22

3.3 Требования к системе графического отображения информации на

средствах индивидуального и коллективного пользования ............................... 22

3.4 Отображение объектов и их свойств........................................................... 24

3.5 Сигнализация об отклонении параметров электрических режимов

от номинальных значений. ..................................................................................... 38

Приложение А ......................................................................................................... 40

Приложение Б .......................................................................................................... 41

Приложение В .......................................................................................................... 42

Приложение Г .......................................................................................................... 43

Приложение Д .......................................................................................................... 44

4

1 Общие положения

Настоящий Стандарт организации устанавливает единые требования:

к графическому исполнению нормальных схем электрических

соединений ПС ОАО «ФСК ЕЭС» на бумажном носителе;

к графическому отображению информации на средствах

индивидуального и коллективного пользования в составе ПТК ГЦУС (ЦУС),

АСУ ТП (ССПИ) ПС.

Настоящий Стандарт организации разработан с целью:

унификации графического исполнения нормальных схем ПС и

графического отображения информации посредством ПТК;

обеспечения идентичности диспетчерских наименований

оборудования и устройств, используемых в нормальных схемах ПС, бланках и

программах переключений, другой оперативной документации, с надписями

на табличках на оборудовании;

улучшения ориентирования персонала при выполнении функций

оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления,

оперативного и ремонтного обслуживания подстанций, чем повышается

безопасность труда персонала и безаварийность эксплуатации оборудования.

Стандарт разработан в соответствии с требованиями:

Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей

Российской Федерации, утверждѐнных приказом Минэнерго России от

19.06.2003 № 229;

Правил оперативно-диспетчерского управления в

электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской

Федерации от 27.12.2004 № 854;

Распоряжения ОАО «ФСК ЕЭС» от 14.07.2010 № 424р «Об

утверждении Типовых требований, определяющих количество, вид и

информационную наполняемость мнемосхем АРМ оперативного персонала

подстанций»;

Распоряжения ОАО «ФСК ЕЭС» от 17.11.2009 № 480р «Об

утверждении Типовых рекомендаций по конфигурации и приоритетности

вывода на интерфейс АСУ ТП оперативного персонала ПС данных от

микропроцессорных устройств АСУ ТП и РЗА».

Примеры изображения нормальных схем электрических соединений для

условных ПС 220 кВ Газовая и ПС 750 кВ Владимирская, выполненные в

соответствии с требованиями настоящего Стандарта, представлены в

приложениях Б и В соответственно .

Пример изображения в АРМ мнемосхемы 1 уровня главной схемы ПС,

выполненный в соответствии с требованиями настоящего Стандарта,

представлен в приложении Г .

Схему ПС 220 кВ Газовая и мнемосхему первого уровня главной схемы ПС 750 кВ Владимирская

надлежит распечатывать на листе формата А3, схему ПС 750 кВ Владимирская – на листе формата

А1.

5

1.1 Список применяемых сокращений

RGB – аддитивная цветовая модель, как правило, описывающая способ

синтеза цвета для цветовоспроизведения.

АПВ – автоматическое повторное включение.

АРМ – автоматизированное рабочее место, средство индивидуального

пользования.

АСДУ – автоматизированные системы диспетчерского управления.

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими

процессами.

АЧР – автоматическая частотная разгрузка.

ВЛ – воздушная линия электропередачи.

ВН, СН, НН – (высшее, среднее, низшее) напряжение.

ГЦУС – головной центр управления сетями (уровня МЭС).

КА – коммутационный аппарат.

КЗ – короткое замыкание.

ЛЭП – линия электропередачи.

МП – микропроцессорные устройства.

МЭС – филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Магистральные электрические сети.

ОАО «СО ЕЭС» – ОАО «Системный оператор Единой энергетической

системы».

ОАО «ФСК ЕЭС» – ОАО «Федеральная сетевая компания Единой

энергетической системы».

ОДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» Объединенное диспетчерское

управление.

ОМП – определение места повреждения.

ПА – противоаварийная автоматика.

ПБВ – переключение без возбуждения.

ПМЭС – филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – предприятие Магистральных

электрических сетей.

ППТ – передача постоянного тока.

ПС – подстанция.

ПТК – программно-технический комплекс.

РДУ – филиал ОАО «СО ЕЭС» Региональное диспетчерское

управление.

РЗиА – релейная защита и автоматика.

РП – распределительный пункт.

РПН – регулирование под нагрузкой.

РУ – распределительное устройство (открытое, закрытое, комплектное).

СДТУ – средства диспетчерского и технологического управления.

СКРМ – средство компенсации реактивной мощности.

СОИ – система отображения информации.

СОКП – средства отображения коллективного пользования (мнемощит,

видеостена и др.).

ССПИ – система сбора и передачи информации.

6

ТН, ТТ – трансформатор (напряжения, тока).

ТУ, ТС, ТИ, ТМ – теле(управление, сигнализация, измерения,

механика).

ЦДУ – главный диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС».

ЦУС – центр управления сетями (уровня ПМЭС).

ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение.

ЧДА – частотная делительная автоматика.

ШОН – шкаф отбора напряжения.

ЩСН – щит собственных нужд (постоянного и переменного тока).

1.2 Термины и определения, используемые в разделе 2

1.2.1 Временная нормальная схема электрических соединений ПС –

схема электрических соединений ПС, на которой все КА и заземляющие ножи

изображаются в положении, соответствующем нормальному режиму работы

на предстоящий этап жизненного цикла вновь строящейся (реконструируемой)

ПС.

Если этап жизненного цикла вновь строящейся (реконструируемой) ПС

выходит за рамки 01 января предстоящего года, на действующую временную

нормальную схему ПС распространяется норма о ежегодном утверждении,

предусмотренная настоящим Стандартом для нормальной схемы ПС.

Временная нормальная схема электрических соединений ПС

утверждается техническим руководителем МЭС (ПМЭС) и согласовывается

диспетчерскими центрами ОАО «СО ЕЭС», в диспетчерском управлении или

диспетчерском ведении которых находится электросетевое оборудование ПС.

1.2.2 Главный диспетчер ЦДУ – директор по управлению режимами

ЕЭС – главный диспетчер ОАО «СО ЕЭС».

1.2.3 Главный диспетчер ОДУ – директор по управлению режимами –

главный диспетчер Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ.

1.2.4 Главный диспетчер РДУ – первый заместитель директора –

главный диспетчер Филиала ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

1.2.5 Главный диспетчер МЭС – директор по оперативному

управлению – главный диспетчер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» − МЭС.

1.2.6 Главный инженер МЭС – первый заместитель директора –

главный инженер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» − МЭС.

1.2.7 Главный инженер ПМЭС – заместитель директора – главный

инженер филиала ОАО «ФСК ЕЭС» − ПМЭС.

1.2.8 Диспетчерское наименование – название ЛЭП, основного и

вспомогательного оборудования ПС (электростанции), устройств РЗиА, СДТУ

и АСДУ, которое однозначно определяет оборудование или устройство в

пределах одного объекта электроэнергетики и ЛЭП в пределах энергосистемы.

1.2.9 Нормальная схема ПС – нормальная схема электрических

соединений ПС или временная нормальная схема электрических соединений

ПС.

7

1.2.10 Нормальная схема электрических соединений ПС – схема

электрических соединений ПС, на которой все КА и заземляющие ножи

изображаются в положении, соответствующем нормальному режиму работы

ПС.

Нормальная схема электрических соединений ПС ежегодно

утверждается техническим руководителем МЭС (ПМЭС) и согласовывается

диспетчерскими центрами ОАО «СО ЕЭС», в диспетчерском управлении или

диспетчерском ведении которых находится электросетевое оборудование ПС.

1.2.11 Оперативная схема ПС – представляет собой чѐрно-белую

копию нормальной схемы ПС, применяется при отсутствии мнемосхемы и

позволяет отображать действительное положение КА (выключателей,

разъединителей, заземляющих ножей и т.д.). На оперативной схеме ПС могут

отсутствовать отдельные наименования элементов схемы.

1.2.12 Элементы схемы – условное графическое обозначение

оборудования ПС (выключателей, разъединителей и их заземляющих ножей,

систем шин, (авто)трансформаторов, реакторов, трансформаторов тока,

трансформаторов напряжения и т.п.).

1.3 Термины и определения, используемые в разделе 3

1.3.1 Активный объект – элемент мнемосхемы ПС, который меняет

свое состояние в процессе изменений объекта отображения (цвет,

расположение и т.п.).

1.3.2 Диспетчерское наименование – наименование ЛЭП, основного и

вспомогательного оборудования ПС (электростанции), устройств РЗиА, СДТУ

и АСДУ, которое однозначно определяет оборудование или устройство в

пределах одного объекта электроэнергетики и ЛЭП в пределах энергосистемы.

1.3.3 Дополнительная текстовая информация – информация,

технологически не связанная с базой данных, например:

- режимные указания, размещаемые на мнемосхемах;

- указания по РЗиА;

- наличие устройств ПА (АЧР, ЧАПВ, ЧДА и т. д.);

- справочная информация.

1.3.4 Мнемознак – условное статическое или динамическое

графическое изображение на мнемосхеме контролируемого оборудования

(объекта).

1.3.5 Мнемознак статический – мнемознак, который отображает

неизменное состояние оборудования.

1.3.6 Мнемознак динамический – мнемознак, который, как правило,

имеет возможность отобразить изменение состояния оборудования или

процесса.

1.3.7 Мнемосхема – графическая модель, отображающая

динамически изменяющуюся схему управляемого оператором объекта на АРМ

или СОКП.

8

1.3.8 Неисправное состояние коммутационного аппарата –

противоречащая логике информация о положении коммутационного аппарата.

Например, информация о том, что КА включен и отключен одновременно, или

недопустимо долгое положение разъединителя (ЗН) в промежуточном

положении.

1.3.9 Недостоверное состояние коммутационного аппарата –

состояние коммутационного аппарата, положение которого не возможно

однозначно определить на основе имеющейся информации. Например,

отсутствие информации о положении КА (обрыв цепи питания сигналов

положения).

1.3.10 Промежуточное состояние коммутационного аппарата –

достоверное состояние коммутационного аппарата, положение которого

возможно однозначно определить на основе имеющейся информации как не

включенное и не отключенное на заранее заданном временном интервале.

Временной интервал при этом определяется по техническим характеристикам

КА. Если по истечении заданного времени не получены сигналы «включен»

или «отключен», формируется «неисправное» состояние коммутационного

аппарата.

1.3.11 Ручной ввод – определение состояния нетелемеханизированного

коммутационного аппарата диспетчером, путем ручного ввода.

1.3.12 Объект – элемент системы графического отображения

информации (оборудование ПС, ЛЭП, сигналы ТМ).

1.3.13 Плакат – метка о состоянии объекта (заземлено, в ремонте,

допущена бригада, снят с сигнализации, снят с управления и т.д.),

устанавливаемая диспетчером вручную.

1.3.14 Элементы схемы – условное графическое обозначение

оборудования ПС (выключателей, разъединителей и их заземляющих ножей,

систем шин, (авто)трансформаторов, реакторов, трансформаторов тока,

трансформаторов напряжения и т.п.).

1.3.15 Ячейка – часть электрической подстанции (распределительного

устройства), содержащая всю или часть коммутационной и (или) иной

аппаратуры одного присоединения [ГОСТ 24291-90].

2 Порядок оформления нормальных схем ПС

2.1 Требования к изображению нормальных схем ПС

2.1.1 На нормальной схеме ПС должно быть отображено следующее

оборудование ПС и электрические связи между ним:

автотрансформаторы (АТГ, АТ), трансформаторы (Т),

вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ) и линейные регулировочные

трансформаторы (ЛРТ), СКРМ, рабочие и резервные трансформаторы

собственных нужд (ТСН и РТСН);

реакторы токоограничивающие, разрядники, ограничители

перенапряжений, дугогасящие реакторы, трансформаторы напряжения,

выносные трансформаторы тока;

9

КА: выключатели, разъединители, выкатные тележки, отделители,

короткозамыкатели, заземляющие ножи, предохранители 6 – 35 кВ;

системы (секции) шин всех классов напряжений, включая главные

шины собственных нужд 0,4 кВ;

участки ЛЭП всех классов напряжений в пределах ПС;

оборудование ЛЭП, присоединенное (в том числе без КА) к ЛЭП в

пределах ПС (высокочастотные заградители, конденсаторы связи, фильтры

присоединений и т.п.);

оборудование для плавки гололеда;

инвертор-выпрямитель передачи (вставки) постоянного тока.

2.1.2 На нормальной схеме не следует отображать следующую

справочную информацию:

режимные указания;

состав установленных на ПС устройств РЗА и комментарии к ним;

границы РУ.

2.1.3 Графическое построение нормальной схемы должно быть

наглядным и давать представление о схеме электрических соединений ПС в

натуре. В этих целях:

2.1.3.1 Электрические соединения оборудования ПС выполняются

вертикальными и горизонтальными линиями с минимальным числом

пересечений.

2.1.3.2 Взаимное расположение и ориентация друг относительно друга

РУ высшего и среднего напряжения на нормальной схеме ПС, как правило,

должны соответствовать виду ПС сверху. РУ ПС высшего напряжения следует

располагать, как правило, в верхней части нормальной схемы ПС.

2.1.3.3 Чередование ячеек в каждом распределительном устройстве на

нормальной схеме ПС должно соответствовать виду ПС сверху.

2.1.3.4 Для обеспечения отображения взаимного расположения РУ

высшего и среднего напряжения на нормальной схеме ПС допускается

расположение РУ собственных нужд, а при необходимости и РУ низшего

напряжения на свободном месте нормальной схемы.

2.1.3.5 Расположение силовых трансформаторов и

автотрансформаторов (кроме трансформаторов собственных нужд) на

нормальной схеме ПС должно быть вертикальным. Отвод связи обмотки

среднего напряжения автотрансформаторов допустимо вычерчивать как со

стороны касания дуги, так и с противоположной стороны.

2.1.3.6 На нормальной схеме у каждого распределительного устройства

должно быть нанесено его наименование (например: ОРУ-500 кВ, КРУЭ-

110 кВ, ЗРУ-10 кВ и т.п.), расположенное таким образом, чтобы однозначно

определялась принадлежность к нему соответствующего оборудования.

2.1.3.7 Элементы схемы и линии на нормальной схеме выделяются

цветом в соответствии с классом напряжения, на котором они работают.

Цветовое исполнение классов напряжения приведено в таблице 1.

10

Таблица 1 – Цветовое исполнение классов напряжения

Класс напряжения Наименование цвета (спектр) Пример

1150 кВ сиреневый (205:138:255)

800 кВ, 750 кВ темно синий (0:0:200)

500 кВ красный (165:15:10)

400 кВ оранжевый (240:150:30)

330 кВ зеленый (0:140:0)

220 кВ желто-зеленый (200:200:0)

150 кВ хаки (170:150:0)

110 кВ голубой (0:180:200)

35 кВ, 20 кВ коричневый (130:100:50)

10 кВ фиолетовый (100:0:100)

6 кВ светло-коричневый (200:150:100)

до 1 кВ серый (190:190:190)

Примечание – в круглых скобках приведены числовые значения цветовых

спектральных составляющих соответствующего цвета.

2.1.3.8 В целях обеспечения наглядности и читаемости наносимых на

оперативные схемы ПС условных знаков, обозначающих действительные

положения КА, заземляющих ножей, устройств релейной защиты и

автоматики, данные схемы должны выполняться чѐрно-белыми.

2.1.4 Условные графические обозначения КА, используемые для

нанесения на нормальные схемы ПС, приведены в таблице 2.

2.1.5 Обмотки (авто)трансформаторов должны отображаться цветом

соответствующего напряжения. Способы соединения обмоток следует

отображать символами черного цвета внутри обмоток. Возможность

регулировки напряжения с помощью РПН должна отображаться стрелкой

черного цвета.

Примеры условных графических обозначений (авто)трансформаторов

приведены в таблице 3.

2.1.6 Системы (секции) шин должны отображаться в виде

утолщенных линий (четырѐхкратное или большее увеличение толщины по

отношению к остальным линиям).

2.1.7 Для отображения элементов нормальной схемы ПС, не

описанных выше, используются условные обозначения, приведенные в

таблице 4.

11

Таблица 2 – Графическое обозначение коммутационных аппаратов

Коммутационный аппарат Обозначение

Выключатель:

а) включен;

б) отключен.

а) б)

Разъединитель:

а) включен;


а) б)

Заземляющий нож:

а) включен;


а) б)

Короткозамыкатель отключен.

Отделитель:

а) включен;


а) б)

Автоматический выключатель

0,4 кВ:

а) включен;


а) б)

Выкатная тележка выключателя:

а) в рабочем положении,

выключатель включен;

б)в рабочем положении,

выключатель отключен;

в) в ремонтном положении

выключатель отключен;

г) в контрольном положении,

выключатель отключен.

а) б) в) г)

к

Выкатная тележка разъединителя:

а) в рабочем положении;

б) в ремонтном положении;

в) в контрольном положении.

а) б) в)

к

Выключатель нагрузки:

а) включен;


а) б)

вн вн

12

Таблица 3 – Графическое обозначение (авто)трансформаторов

Трансформатор Обозначение

Автотрансформатор трехобмоточный

Трансформатор силовой двухобмоточный

Трансформатор силовой трехобмоточный

Таблица 4 – Условные обозначения элементов нормальной схемы ПС

Наименование оборудования или элемента

схемы Обозначение

Дугогасящие реакторы: без возможности

плавного регулирования и с возможностью

плавного регулирования

Трансформаторы напряжения: 2-х обмоточный и

3-х обмоточный

Высокочастотный заградитель линии

электропередачи

Фильтр присоединения

Конденсатор связи

Ограничитель перенапряжений

Разрядник

Предохранитель 6 – 35 кВ

13

Наименование оборудования или элемента

схемы Обозначение

Токоограничивающие реакторы: одинарный и

сдвоенный

Реакторы шунтирующие: без возможности

регулирования и с возможностью

регулирования (управляемые)

Синхронный компенсатор

Трансформатор тока

Пересечение электрических цепей, образующее

контакт

Пересечение электрических соединений, не

образующее контакт

Кабельная линия в пределах ПС

2.1.8 Размеры приведенных выше элементов нормальных схем ПС

следует рассматривать как относительные.

2.1.9 Условные графические обозначения элементов нормальных

схем ПС, не нашедшие отражения в настоящем Стандарте, определяются

МЭС.

2.2 Требования к графическому редактору, размерам и штампу

нормальных схем ПС

2.2.1 При разработке нормальных схем ПС должны использоваться

следующие графические редакторы:

AutoCAD;

MS Office Visio;

Modus.

При направлении нормальной схемы на согласование в электронном

виде документ экспортируется в формат pdf, jpg, wmf.

2.2.2 Нормальные схемы ПС изображаются на одном листе, как

правило, стандартного формата А3, А2, А1. Формат листа зависит от

количества РУ и/или присоединений ПС.

2.2.3 Поле для подшивки (20 мм) должно быть на меньшей стороне

листа.

2.2.4 Угловой штамп должен располагаться в правом нижнем углу

схемы.

2.2.5 Формы штампов нормальных схем электрических соединений

ПС 330 – 750 кВ и временных нормальных схем электрических соединений

ПС 330 – 750 кВ должны иметь вид, приведѐнный в приложении Д.

14

2.2.6 Форма штампа нормальных схем ПС 220 кВ и ниже

устанавливается МЭС.

2.3 Требования к нанесению надписей у элементов нормальных и

оперативных схем ПС

2.3.1 У всего оборудования, изображѐнного на нормальных схемах

ПС, должны быть нанесены диспетчерские наименования, совпадающие с

надписями на оборудовании, ключах управления КА и т.п., за исключением

ЛЭП, порядок построения диспетчерских наименований которых установлен в

подразделе 2.4. Дополнительно к диспетчерским наименованиям следует

указывать:

номинальную мощность оборудования (для трансформаторов –

полная мощность в МВ А (или кВ А для трансформаторов мощностью менее

1 МВ А), для СКРМ – реактивная мощность в Мвар);

пределы плавного или положения ступенчатого регулирования

(для дугогасящих реакторов 6 – 35 кВ);

у присоединений резервных ячеек должны указываться номера этих ячеек

(согласно проектной документации).

2.3.2 Надписи у элементов нормальных схем ПС должны

выполняться шрифтом Arial чѐрного цвета. При необходимости выделение

текста надписей может производиться параметрами шрифта – высота и

толщина (обычный и полужирный).

При исполнении схемы на бумажном носителе высота текста надписи

должна быть не менее 1,5 мм.

2.3.3 На оперативных схемах (в целях обеспечения большей

наглядности при их ведении) не следует наносить наименования у следующих

элементов:

отделителей и короткозамыкателей;

трансформаторов тока;

разрядников и ограничителей перенапряжений;

высокочастотных заградителей;

конденсаторов связи;

заземляющих ножей фильтров присоединения.

В этих же целях не следует наносить на оперативные схемы

наименования выключателей, разъединителей и заземляющих ножей:

в схемах РУ с одним выключателем на присоединение;

в схемах РУ с двумя выключателями на присоединение (кроме

схем РУ, содержащих исключительно номерные наименования выключателей,

разъединителей и заземляющих ножей, например: В-1, В-2, В-3, В-4, ШР В-1,

ЛР В-1 и т.д.).

15

2.4 Правила построения наносимых на нормальную схему ПС

диспетчерских наименований ЛЭП

2.4.1 Структура наименования линии электропередачи должна быть

следующей: ВЛ (КВЛ, КЛ) «класс напряжения» кВ «начальный пункт»

(наименование ПС без кавычек и аббревиатуры “ПС”, электростанции) –

«конечный пункт» (наименование ПС без кавычек и аббревиатуры “ПС”,

электростанции).

Например:

ВЛ 500 кВ Западная – Очаково;

ВЛ 750 кВ Калининская АЭС – Белозерская.

2.4.2 Для ЛЭП, имеющих сложившееся буквенное или цифровое

обозначение, после наименования по п. 2.4.1 в скобках должно указываться

сокращенное диспетчерское наименование ЛЭП.

Например:

ВЛ 220 кВ Куанда – Чара (КЧ-49);

ВЛ 220 кВ Таврическая – Лузино (Д-11).

2.4.3 В диспетчерском наименовании ЛЭП, имеющей одну отпайку,

указывается также наименование отпаечной ПС. После наименования по п.

2.4.1 добавляется словосочетание: «с отпайкой на» и наименование отпаечной

ПС без кавычек и класса напряжения.

Например: ВЛ 220 кВ Фроловская – Кедрово с отпайкой на

ПС Чкаловская.

При построении диспетчерского наименования ЛЭП, имеющей более

одной отпайки, после наименования по п. 2.4.1 добавляется словосочетание «с

отпайками» без указания отпаечных ПС.

Например: ВЛ 220 кВ Вологда – Явенга с отпайками.

2.4.4 Для параллельных одноцепных ЛЭП после наименования по п.

2.4.1 должны быть указаны отличительные номера параллельных ЛЭП (№ 1,

№ 2 и т.д.) или стороны света (Северная, Южная, Западная, Восточная).

Например:

ВЛ 220 кВ Псоу – Дагомыс № 1;

ВЛ 220 кВ Псоу – Дагомыс № 2;

ВЛ 500 кВ Владимирская – Радуга Северная;

ВЛ 500 кВ Владимирская – Радуга Южная.

2.4.5 Для параллельных многоцепных ЛЭП и ЛЭП, которые

одновременно имеют параллельные одноцепные и многоцепные участки после

наименования по п. 2.4.1 должен быть указан порядковый номер цепи с

добавлением слова «цепь». Номер цепи указывается римской цифрой.

16

Например:

ВЛ 220 кВ Восход – Заря I цепь;

ВЛ 220 кВ Восход – Заря II цепь.

2.4.6 В связи с возможным отличием изложенных в подразделе 2.4

принципов построения наносимых на нормальную схему ПС диспетчерских

наименований ЛЭП от принципов, использовавшихся при нанесении надписей

на оборудование, КА и ключи управления КА, диспетчерские наименования

ЛЭП, нанесенные на схему, могут не совпадать с их наименованиями в

надписях у оборудования и КА, нанесенных на схему.

3 Единые требования к графическому отображению

информации на средствах индивидуального и коллективного

пользования ПТК ГЦУС (ЦУС), АСУ ТП ПС

3.1 Основные принципы отображения информации

3.1.1 Мнемосхемы должны содержать только те элементы, которые

необходимы оператору для контроля и управления подведомственными

объектами.

3.1.2 Соединительные линии на мнемосхемах должны быть

сплошными, простой конфигурации, минимальной длины и иметь наименьшее

число пересечений.

3.1.3 Комплекс элементов, используемых на мнемосхемах, должен

соответствовать настоящему Стандарту.

3.1.4 Форма и размер элементов должна соответствовать основным

функциональным или технологическим признакам отображаемого объекта.

3.1.5 Сигналы об изменениях состояния объекта должны четко

различаться: цветом, формой или другими признаками.

3.1.6 Отображение в ПТК ГЦУС (ЦУС) ПС на мнемосхеме должно

быть выполнено кружком цвета высшего класса напряжения ПС.

3.1.7 Отображение в ПТК ГЦУС (ЦУС) электростанции на

мнемосхеме должно быть выполнено квадратом цвета высшего класса

напряжения электростанции.

3.1.8 На всех мнемосхемах необходимо отобразить:

– логотип ОАО «ФСК ЕЭС» – индикатор работы программы в виде

анимированной иконки в левом верхнем углу;

– дату, текущее время и температуру наружного воздуха – в левом

верхнем углу;

– частоту сети на шинах высшего напряжения – в левом верхнем

углу (кроме вспомогательных мнемосхем);

– кнопки перехода к необходимым мнемосхемам – сверху

мнемосхемы;

– имя пользователя – сверху мнемосхемы;

– категорию пользователя – сверху мнемосхемы;

– кнопки выбора функций – снизу мнемосхемы.

17

3.1.9 Для отображения в ПТК ГЦУС должны быть сформированы

следующие мнемосхемы:

3.1.9.1 Первый уровень – все объекты ЕНЭС 220 кВ и выше в зоне

эксплуатационной ответственности МЭС с отображением ПС, РП кружком,

электростанций квадратом (с заполнением согласно типу генерации). Для

ГЦУС МЭС Сибири и ГЦУС МЭС Центра допускается указывать только

объекты сети 330 кВ и выше.

3.1.9.1.1 Объекты, включая состояние активных объектов:

– ПС;

– электростанции;

– ЛЭП 220 кВ и выше.

3.1.9.1.2 Телеизмерения:

– Значение и направление трехфазной активной мощности.

– Значение суммарной трехфазной активной мощности выдаваемой

электростанцией.

– Значение трехфазной активной мощности в контролируемых

сечениях.

3.1.9.1.3 Диспетчерские наименования объектов:

– ПС;

– электростанций.

3.1.9.2 Второй уровень – главные мнемосхемы ЦУС ПМЭС (первый

уровень – мнемосхема электрической сети, находящейся в зоне

эксплуатационной ответственности ПМЭС, по количеству ПМЭС).

3.1.9.3 Третий уровень – режимные мнемосхемы отдельных

энергосистем (по количеству энергосистем в эксплуатационной зоне МЭС) в

соответствии с требованиями, представленными в приложении Д.

3.1.9.4 Четвертый и пятый уровни – мнемосхемы первого и второго

уровней АСУ ТП ПС. В отсутствие на ПС АСУ ТП, а также для объектов

иных собственников, мнемосхемы выполняются в соответствии с

требованиями к схемам для первого и второго уровней АСУ ТП ПС.

3.1.10 Для отображения в ПТК ЦУС должны быть сформированы


3.1.10.1 Первый уровень – мнемосхема электрической сети объектов

ЕНЭС, находящихся в зоне эксплуатационной ответственности ПМЭС:

3.1.10.1.1 Объекты и оборудование, включая состояние активных

объектов:

Все ЛЭП 35 – 750 кВ, находящиеся в эксплуатации ПМЭС;

Все ПС 35 – 750 кВ, находящиеся в эксплуатации ПМЭС, со всем

оборудованием 6 – 750 кВ, за исключением:

- разъединителей и заземляющих ножей;

- трансформаторов напряжения и трансформаторов тока;

- разрядников и ограничителей перенапряжения;

18

- высокочастотных заградителей, конденсаторов связи, фильтров

присоединения, шкафов отбора напряжения;

- систем (секций) шин 6 – 20 кВ, к которым не подключены

трансформаторы собственных нужд 6 – 20 кВ, сторонние потребители

(фидера) или СКРМ;

- присоединений сторонних потребителей (фидеров) 6 – 20 кВ;

- присоединений трансформаторов дугогасящих реакторов 6 –

20 кВ;

- присоединений трансформаторов собственных нужд 6 – 20 кВ.

Присоединения ЛЭП 35 – 110 (150) кВ, не находящиеся в эксплуатации

ПМЭС (более трех), показывать условно, в виде трех ячеек. При наведении

курсора на такие ячейки и удержании более трех секунд должно открываться

контекстное окно с перечнем всех присоединений данной системы (секции)

шин, за исключением ЛЭП, находящихся в эксплуатации ПМЭС, с

отображением фактического состояния выключателя (включен, отключен,

недостоверно, неисправность).

Объекты 220 кВ и выше иных собственников (электростанции, ПС

ОАО «РЖД» и т.п.).

Указанные объекты должны отображаться в объеме, предусмотренном

для объектов, находящихся в эксплуатации ПМЭС (предыдущий буллит).

Объекты 35 – 110 (150) кВ иных собственников, к которым

присоединены находящиеся в технологическом управлении ЦУС ЛЭП 35 –

110 (150) кВ.

Указанные объекты должны отображаться в объеме, согласованном с

ГЦУС МЭС


– напряжение (UAB) на шинах, секциях объектов ОАО «ФСК ЕЭС»,

смежных объектах;

– значение тока (IВ), трехфазной активной мощности и трехфазной

реактивной мощности ЛЭП;

– значение тока (IВ), трехфазной активной мощности и трехфазной

реактивной мощности всех вводов (авто) трансформаторов с высшим

номинальным напряжением 110 кВ и выше;

– значение трехфазной реактивной мощности СКРМ (для

регулируемых устройств со знаком ±);

3.1.10.1.3 Диспетчерские наименования оборудования:

– наименования всего обозначенного на мнемосхеме оборудования

ПС (кроме выключателей присоединений 6 – 750 кВ с одним выключателем на

цепь, которые обозначаются символом «В») – должны строго соответствовать

утвержденным диспетчерским наименованиям;

– наименования (авто) трансформаторов с указанием полной

мощности в МВ А без указания единиц измерения;

19

3.1.10.2 Второй уровень – мнемосхема электрической сети 110 кВ и

выше, находящейся в зоне эксплуатационной ответственности ПМЭС:

3.1.10.2.1 Все объекты 110 кВ и выше в зоне эксплуатационной

ответственности ПМЭС, а также шунтирующие связи через сети иных

собственников, ЛЭП резервного питания собственных нужд, социально-

значимые потребители 6 – 35 кВ по решению ЦУС, с отображением ПС

кружком, электростанций квадратом (с заполнением согласно типа

генерации);


– значение и направление трехфазной активной мощности

присоединений;

– значение суммарной трехфазной активной мощности, выдаваемой

электростанцией;

3.1.10.3 Третий уровень – режимные мнемосхемы отдельных

энергосистем (по количеству энергосистем в эксплуатационной зоне ПМЭС) в

соответствии с требованиями, представленными в приложении Д;

3.1.10.4 Четвертый и пятый уровни – мнемосхемы первого и второго

уровней АСУ ТП ПС. В отсутствие на ПС АСУ ТП, а также для объектов

иных собственников, мнемосхемы выполняются в соответствии с

требованиями к схемам для первого и второго уровней АСУ ТП ПС.

3.1.11 Для отображения в АСУ ТП ПС должны быть сформированы


3.1.11.1 Первый уровень – главная мнемосхема ПС;

3.1.11.1.1 Объекты и оборудование 6 кВ и выше, включая состояние

активных объектов:

– системы шин, секции;

– ЛЭП;

– (авто) трансформаторы силовые и собственных нужд;

– линейные регулировочные и вольтодобавочные трансформаторы;

– СКРМ;

– выключатели 6 – 750 кВ. Взаимное расположение оборудования и

распределительных устройств на схеме должно учитывать их географическое

расположение.

3.1.11.1.2 Измерения:

– напряжение (UAB) на шинах, секциях;

– напряжение (UAB) на ЛЭП 220 кВ и выше – при наличии ТН, ШОН

ЛЭП;

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности ЛЭП 220 кВ

и выше;

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности

системообразующих ЛЭП 6 – 110 кВ, а также питающих присоединений (ввод,

секционный, шиносоединительный выключатель и т.д.);

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности всех вводов

(авто) трансформаторов с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше;

20

– значение тока в каждой фазе (IA, IB, IC), активной и реактивной

мощности ЛЭП 35 – 220 кВ, для участков сети, характеризующихся

значительной несимметрией нагрузок и напряжений по фазам (более 2 %);

– значение и направление реактивной мощности в регулируемых

СКРМ;

– значение тока (IВ) и реактивной мощности в коммутируемых

СКРМ;

– температура верхних слоев масла, положение РПН, ПБВ всех

(авто) трансформаторов, в том числе линейных регулировочных и

вольтодобавочных трансформаторов, и шунтирующих реакторов;

– положение ПБВ ТСН;

– другая информация, по согласованию с ГЦУС МЭС;


наименования всего обозначенного на мнемосхеме оборудования

ПС должны строго соответствовать диспетчерским наименованиям,

утвержденным в установленном порядке.

Исключения составляют выключатели присоединений 6 – 750 кВ:

- с одним выключателем на цепь (обозначаются «В»);

- с двумя (3/2 и т.п.) выключателями на цепь (обозначаются

соответствующим номером).

наименования (авто) трансформаторов с указанием полной

мощности в МВ А без указания единиц измерения.

наименования СКРМ с указанием реактивной мощности в Мвар

без указания единиц измерения;

3.1.11.2 Второй уровень – участок ПС (РУ одного класса напряжения), а

также вспомогательные мнемосхемы , состав которых согласовывается с

ГЦУС МЭС:

3.1.11.2.1 Оборудование, включая состояние активных объектов:

– полная мнемосхема РУ данного напряжения со всеми

коммутационными аппаратами, заземляющими ножами, выносными

трансформаторами тока и трансформаторами напряжения (при числе

присоединений более 10 допускается выбор требуемого присоединения с

помощью масштабирования или перемещения мнемосхемы с использованием

панели прокрутки);

– сигнализация наличия и состояния оперативной блокировки

разъединителей, заземляющих ножей;

– на вспомогательных мнемосхемах – соответствующее

технологическое оборудование (КА, насосы, задвижки и т.п.);

К вспомогательным относятся схемы: ЩСН переменного тока; ЩСН постоянного тока;

систем пожаротушения; КРУЭ (электрическая, совмещенная с элегазовой); обнаружения

пожара; другие схемы (АИИС КУЭ, ПКЭ и т.п.) по согласованию с ГЦУС МЭС.

21

3.1.11.2.2 Измерения:

– напряжение (UAB) на шинах, секциях;

– напряжение (UAB) на ЛЭП 220 кВ и выше – при наличии ТН, ШОН

ЛЭП;

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности ЛЭП 110 кВ

и выше;

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности

системообразующих ЛЭП 6 – 35 кВ, а также питающих присоединения (ввод,

секционный, шиносоединительный выключатель и т.д.);

– значение тока (IВ), активной и реактивной мощности всех вводов

(авто) трансформаторов с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше;

– значение тока в каждой фазе (IA, IB, IC), активной и реактивной

мощности ЛЭП 35 – 220 кВ, для участков сети, характеризующихся

значительной несимметрией нагрузок и напряжений по фазам (более 2 %);

– значение и направление реактивной мощности в присоединениях,

регулируемых СКРМ;

– значение тока (IВ) и реактивной мощности в присоединениях,

коммутируемых СКРМ;

– значение тока (IВ) и реактивной мощности в цепи устройства

компенсации реактивной мощности 6 кВ и выше;

– значение тока (IВ) и активной мощности на остальных

присоединениях 6 – 110 кВ;

– температура верхних слоев масла, положение РПН, ПБВ всех

(авто) трансформаторов, в том числе линейных регулировочных и

вольтодобавочных трансформаторов, и шунтирующих реакторов;

– положение ПБВ ТСН;

– давление, уровень, температура – на вспомогательных

мнемосхемах технологических систем;

– другая информация, по согласованию с ГЦУС МЭС.


– наименования всего обозначенного на мнемосхеме оборудования

ПС, должны строго соответствовать утвержденным диспетчерским

наименованиям.

Исключение составляют КА, которые, при необходимости, могут иметь

сокращенное наименование (при этом в контекстном меню управления

коммутационным аппаратом наименование пишется в строгом соответствии с

диспетчерским наименованием). Сокращенный вид наименований

определяется на этапе рабочего проектирования и согласовывается с ГЦУС

МЭС.

– наименования (авто) трансформаторов с указанием полной

мощности в МВ А без указания единиц измерения.

3.1.12 Окончательный состав мнемосхем определяется на этапе

рабочего проектирования и согласовывается с ГЦУС.

22

3.2 Типовой состав предоставляемых заказчиком материалов для

разработки системы графического отображения информации на

средствах индивидуального и коллективного пользования ЦУС

3.2.1 Типовой состав предоставляемых заказчиком материалов для

разработки системы графического отображения информации на средствах

индивидуального и коллективного пользования ЦУС должен включать в себя:

– перечень ПС и других субъектов электроэнергетики для

отображения однолинейных схем ПС на средствах коллективного и

индивидуального пользования;

– перечень ПС и других субъектов электроэнергетики для

отображения на однолинейной схеме сети на средствах коллективного и

индивидуального пользования;

– перечень сигналов ТУ, ТС, ТИ с указанием их качественных

характеристик с телемеханизированных объектов и других субъектов

электроэнергетики, принимаемых и обрабатываемых средствами

коллективного и индивидуального пользования;

– альбом однолинейных схем нормального режима ПС и других

субъектов электроэнергетики с необходимой детализацией;

– однолинейную схему электрической сети с необходимой степенью

детализации;

– перечень межгосударственных ЛЭП.

3.3 Требования к системе графического отображения информации

на средствах индивидуального и коллективного пользования

3.3.1 Отображение функциональных и технологических признаков с

использованием мнемознаков

3.3.1.1 Мнемосхемы всех уровней СОИ должны включать мнемознаки,

предназначенные для обозначения контролируемого оборудования, его

состояния и состояния технологического процесса.

3.3.1.2 Комплекс мнемознаков мнемосхем, должен быть разработан в

соответствии с подразделом 3.4.

3.3.1.3 Форма мнемознака должна соответствовать основным

функциональным или технологическим признакам отображаемого объекта.

3.3.1.4 Статические мнемознаки и изображения используются для

отображения не изменяющейся информации, пояснений и дополнений к

схеме.

3.3.1.5 Динамические мнемознаки отображают текущее состояние

отдельных объектов. Переход из одного состояния в другое или изменение

режима работы отображается изменением цвета в пределах контура (цвета

заливки), изменением положения символа относительно предшествовавшего, а

также изменением взаимного расположения символов.

23

3.3.1.6 Дополнительно на мнемосхеме следует предусмотреть

следующие мнемознаки:

мнемознак установки переносного заземления в форме квадрата

коричневого цвета (значение RGB 150:140:85) с возможностью внесения в

него оператором номера переносного заземления черным цветом. Места

возможной установки мнемознака на мнемосхемах должны быть согласованы

с заказчиком. Отображение на мнемосхеме установленного переносного

заземления должно учитываться программной логической блокировкой.

Возможные места установки мнемознака должны быть отображены на экране

при нажатии кнопки «ПЗ» (переносное заземление);

мнемознак расшиновки оборудования в форме круга ярко-зеленого

цвета (значение RGB 0:255:0) с нанесенным в центре круга крестом (Х)

красного цвета (значение RGB 255:0:0), с возможностью установки

мнемознака на место расшиновки в любой точке мнемосхемы (без

динамической раскраски).

3.3.2 Цветографическое отображение информации, выводимое

средствами коллективного и индивидуального пользования

3.3.2.1 Подлежащая использованию для отображения объектов

цветовая палитра представлена в таблице 5.

3.3.2.2 Для отображения фона мнемосхем следует использовать цвет:

ПТК ЦУС – черный;

АСУ ТП ПС – серый.

Таблица 5 – Характеристики цветовой модели отображаемых объектов

Наименование фона,

класс напряжения,

характеристика

состояния

Значение RGB Пример

Фон ПТК ЦУС 0:0:0

Фон АСУ ТП ПС 80:80:80

1150 кВ 205:138:255

800 кВ (ППТ); 750 кВ 0:0:200

500 кВ 165:15:10

400 кВ 240:150:30

330 кВ 0:140:0

220 кВ 200:200:0

150 кВ 170:150:0

110 кВ 0:180:200

35 кВ; 20 кВ 130:100:50

10 кВ 100:0:100

6 кВ 200:150:100

24



характеристика

состояния

Значение RGB Пример

до 1 кВ 190:190:190

Генераторное напряжение

всех классов 230:70:230

Обесточено 255:255:255

Заземлено, ремонт 205:255:155

3.4 Отображение на мнемосхеме объектов и их текущего

состояния

3.4.1 В таблицах 6 – 9 представлены способы отображения на

мнемосхеме коммутационных аппаратов.

Таблица 6 – Выключатели, выключатели нагрузки 0,22 – 1150 кВ

Состояние

выключателя Отображение

Сигнал

положения

«Включен»

01

«Отключен»

10

«Недостоверно»

00

«Неисправность»

11

Таблица 7 – Разъединители, отделители

Состояние Отображение

разъединителя

Отображение

отделителя

Сигнал

положения

«Включен»

01


10

«Промежуточное»

11

25


разъединителя


отделителя

Сигнал

положения


00

«Неисправность» по

истечении заранее

заданного временного

интервала

11

Таблица 8 – Заземляющие ножи, короткозамыкатели


заземляющего

ножа


короткозамыкателя

Сигнал

положения

«Включен»

01


10


11


00


по истечении

заранее заданного

временного

интервала

11

Таблица 9 – Выкатные тележки КРУ, выкатные автоматы 0,4 кВ

Состояние выкатной тележки КРУ Отображение

«Тележка находится в рабочем положении и

выключатель включен»

26

Состояние выкатной тележки КРУ Отображение


выключатель отключен»


положение выключателя недостоверно»

«Тележка находится в ремонтном положении»

«Тележка находится в контрольном положении и

выключатель включен»


выключатель отключен»


состояние выключателя недостоверно»

3.4.2 В таблицах 10 – 12 представлены способы и цвета отображения

на мнемосхеме вспомогательного оборудования.

Таблица 10 – Задвижки

Состояние Отображение задвижки Сигнал положения

«Открыта»

01

«Закрыта»

10

27


11


00

Таблица 11 – Насосы

Состояние Отображение насоса Сигнал положения

«Включен»

01


10


00


11

Таблица 12 – Цветовое отображение на мнемосхеме схем

технологического оборудования



характеристика состояния Значение RGB Пример

Маслосистема 220:200:40

Воздушная сеть 0:130:250

Пожарная и

технологическая сеть 0:150:0

3.4.3 Отображение на мнемосхеме текущего состояния

электрооборудования.

3.4.3.1 Обесточенное состояние оборудования на мнемосхеме (линия,

шина, секция, выключатель, разъединитель, заземляющий нож и т.д.) –

отображать белым цветом (значение RGB 255:255:255). Для АСУ ТП ПС

обесточенное состояние ЛЭП отображается только при наличии ТН в схеме.

3.4.3.2 Заземленное (выведенное в ремонт) оборудование на

мнемосхеме (линия, шина, секция, выключатель, разъединитель, заземляющий

нож и т.д.) – отображать салатовым цветом (значение RGB 180:250:150).

3.4.4 Отображение изменений состояния КА:

3.4.4.1 Цвет подложки КА при нормальной работе оборудования

соответствует общему фону.

28

3.4.4.2 Частота мигания при аварийном отключении/включении

составляет 2 Гц.

3.4.4.3 Автоматическое или самопроизвольное отключение/включение

выключателя отображается его миганием цветом данного класса напряжения и

должно продолжать мигать до момента квитирования.

3.4.4.4 Недостоверное состояние отображается изменением цвета

подложки с предшествующего рабочего на белый с отображением по центру

знака «?» цвета данного класса напряжения. Белой с отображением по центру

знака «?» подложка остается до момента достоверизации состояния.

3.4.4.5 Промежуточное состояние отображается цветом класса

напряжения (технологического оборудования) и несоответствием положению

включен/отключен (открыт/закрыт) мнемознака с заливкой мнемознака

цветом фона.

3.4.4.6 Состояние неисправность отображается мнемознаком

зачеркнутым красной линией по диагонали.

3.4.4.7 Для информирования о состоянии оперативной блокировки

разъединителя, заземляющего ножа у его мнемознака справа снизу должен

отображаться значок «замка», предупреждающий, что разъединитель,

заземляющий нож заблокирован (не заблокированное положение не

отображается) представлено в таблице 13.

3.4.4.8 Для информирования о ручном вводе состояния КА справа

снизу от мнемознака нетелемеханизированного КА, состояние которого

определяется диспетчером путем ручного ввода, должен изображаться значок

«руки». Признак ручного ввода должен передаваться в ЦУС в составе

телеинформации о состоянии КА и отображаться на мнемосхемах ЦУС

представлено в таблице 13.

Таблица 13


«Ручное управление»

Управление блокировано

(оперативная блокировка)

3.4.5 Изображение шин, ошиновки оборудования, ЛЭП и их

соединений представлено в таблице 14.

Таблица 14

Оборудование Описание Отображение

29

Оборудование Описание Отображение

ЛЭП, ошиновка

оборудования

Тонкая линия с толщиной, необходимой

для четкого отображения в ПТК ЦУС и

АСУ ТП ПС.

Сборные шины

Линия толщиной в четыре раза больше,

чем у ЛЭП, ошиновки оборудования.

Точка

соединения

Изображение пересечения

электрических цепей, образующего

контакт:

1. Изображение точки присоединения

ошиновки оборудования к сборным

шинам.

2. Изображение точек

присоединения:

- отпайки от ЛЭП к ЛЭП;

- ошиновки оборудования.

Точка

пересечения

Изображение пересечения

электрических цепей, не образующего

контакта:

1. Изображение пересечения сборных

шин и ошиновки оборудования.

2. Изображение пересечения:

- ЛЭП;

- ошиновки оборудования.

3.4.6 Силовое оборудование и другие объекты

Изображение силового оборудования. Цвет обмоток силовых

трансформаторов и оборудования устанавливается в соответствии с

топологической раскраской. Указанные размеры являются относительными.

Для оборудования, которое существует в единичных экземплярах,

правила отображения могут устанавливаться центром управления, в ведении

или управлении которого оно находится.

3.4.6.1 Трансформаторы

Для трансформаторов на объектовом уровне должна указываться схема

соединения обмоток и состояние заземления нейтрали (если применимо).

Цвет каждой обмотки соответствует классу напряжения подключения.

Толщина, размер обмоток трансформаторов одинаковы для всех классов

напряжения и представлены в таблице 15.

30

Таблица 15

Объектовый

уровень

Название

Трансформатор 2х обмоточный

Трансформатор 2х обмоточный с РПН.

φ


фазосдвигающий (фазоповоротный)

Фазосдвигающие трансформаторы с большим

числом обмоток отображаются по аналогии с

двух обмоточным.


Трансформатор 3х обмоточный с РПН

Трансформатор многообмоточный с

расщепленной обмоткой НН

Трансформатор многообмоточный с

расщепленной обмоткой СН и НН

Автотрансформатор

Автотрансформатор с РПН

3.4.6.2 Источники и потребители реактивной мощности.

Токоограничивающее оборудование представлено в таблице 16.

Таблица 16

31


уровень

Название

Реактор компенсирующий (неуправляемый)

Синхронный компенсатор

Асинхронизированный синхронный

компенсатор

Конденсаторная батарея, конденсатор связи

Реактор компенсирующий управляемый

СТК

Статический тиристорный компенсатор

СТАТКОМ

Статический компенсатор

Устройство продольной компенсации

Устройство продольной компенсации

управляемое

Реактор токоограничивающий

3.4.6.3 Генерация и нагрузка

Генерирующее и нагрузочное оборудование представлено в таблице 17.

При отображении генератора необходимо рассматривать два состояния:

«в работе», т.е. вращается и на выводах есть напряжение.

Состояние «в работе» должно отображаться аналогично состоянию «под

напряжением»;

«остановлен». Состояние «остановлен» должно отображаться

аналогично состоянию «без напряжения».

Таблица 17


уровень

Название

Генератор

32

Инъекция (переменное направление активной

мощности, примыкание к сети, где есть

генерация и нагрузка)

Нагрузка

Инвертор-выпрямитель ППТ

3.4.6.4 Вспомогательное оборудование

Вспомогательное оборудование, которое не моделируется, а только

отображается, и имеет цвет, соответствующий цвету соединительного узла

или объекта, к которому они подключены, представлено в таблице 18.

Таблица 18


уровень

Название

Трансформатор напряжения

Трансформатор тока

Катушка, заградитель

высокочастотный

Ограничитель перенапряжений

нелинейный

Разрядник

Предохранитель

ФП

Фильтр присоединения

ФКУ

Фильтрокомпенсирующее

устройство

ФСУ

Фильтросимметрирующее

устройство

Рабочее заземление

Кабельная муфта

3.4.7 Вывод данных телеизмерений:

3.4.7.1 Цветовое отображение телеизмерений на 1 уровне ПТК ГЦУС

МЭС представлено в таблице 19.

Таблица 19

33


телеизмерений Значение RGB Пример

Активная нагрузка 0:255:0 685

Напряжение 200:220:170 525

Генерация 220:150:145 890

Перетоки по сечениям 150:175:205 375

Авария 255:0:0 1988

Перегруз 255:255:0 1576

Недостоверная информация 255:255:255 555

Дата, время, температура,

частота тока 255:190:0

31.05.2011; 13:47:25;

250 С; 50,01

3.4.7.2 Цветовое отображение телеизмерений на 2-5 уровне ПТК ГЦУС

МЭС, на 1-5 уровне ПТК ЦУС ПМЭС и на 1-2 уровне АРМ АСУ ТП ПС

представлено в таблице 20.

Таблица 20


телеизмерений Значение RGB Пример

Активная нагрузка, реактивная

нагрузка, ток, напряжение 0:255:0 685

Генерация 220:150:145 890

Авария 255:0:0 1988

Перегруз 255:255:0 1576

Недостоверная информация 255:255:255 555

Дата, время, температура,

частота тока 255:190:0

31.05.2011; 13:47:25;

250 С; 50,01

3.4.7.3 Данные телеизмерений указываются в непосредственной

близости от объекта.

3.4.7.4 Для отображения данных телеизмерений использовать тип

шрифта Arial полужирный. Цвет шрифта – в соответствии с таблицами 18 и

19, цвет подложки соответствует фону. Размер шрифта минимальный (при

условии свободного считывания информации оператором с нормальной

остротой зрения), согласовывается с ГЦУС МЭС.

3.4.7.5 На средствах коллективного и индивидуального пользования

измеряемые величины и другие параметры отображаются в следующих

единицах:

значение токов (I), перетоков активной (P) и реактивной (Q)

мощности (единицы измерений А, МВт, Мвар) ЛЭП;

значение токов (I), перетоков активной (P) и реактивной (Q)

мощности (единицы измерений А, МВт, Мвар) всех обмоток силовых

(авто)трансформаторов;

34

значение токов (I), перетоков реактивной (Q) мощности (единицы

измерений А, Мвар) в цепи устройств компенсации реактивной мощности 6

кВ и выше по каждому присоединению;

значение напряжений (U), частоты (F) сети на шинах, секциях 6 кВ

и выше (единица измерения кВ, Гц);

температура наружного воздуха (t) (единица измерения 0С);

положение РПН (авто)трансформатора («единица измерения»

РПН);

положение ПБВ силового (авто)трансформатора и трансформатора

собственных нужд («единица измерения» ПБВ);

значение токов (I), напряжений (U) на ЩСН постоянного и

переменного тока (единицы измерения А, В);

значение активной (P) и реактивной (Q) мощности на ЩСН

переменного тока (единицы измерений кВт, кВар);

Примеры отображения измеряемых величин и других параметров:

238 кВ, -26 МВт, 9 Мвар, 6 РПН, 3 ПБВ, 23 0С и т.д. При этом знаком минус

отображается направление перетока «от шин».

3.4.7.6 Для отображения единиц измерения измеряемых величин

энергообъекта использовать тип шрифта Arial. Цвет шрифта – желтый

(значение RGB 255:192:0), цвет подложки в цвет фона. Размер шрифта

минимальный (при условии свободного считывания информации оператором с

нормальной остротой зрения), согласовывается с ГЦУС МЭС. В качестве

разделителя целой и дробной частей запятую и отводить следующее

количество разрядов для числовых значений (показываются только

действующие значения):

в сети выше 110 кВ:

- частота – 2 разряда до запятой, два после запятой;

- напряжение, ток – 4 разряда до запятой, 1 разряд после запятой;

- мощность (активная, реактивная) – 4 разряда до запятой, плюс 1

разряд на знак (-) при направлении перетоков от шин, после запятой не

ставится;

в сети 6 – 35 кВ:

- частота, напряжение – 2 разряда до запятой, 2 разряда после запятой;

- ток – 3 разряда до запятой, 1 разряд после запятой;


разряд на знак (-) при направлении перетоков от шин, 1 разряд после запятой;

в сети до 1 кВ:

- напряжение – 3 разряда до запятой, после запятой не ставится;

- ток – 3 разряда до запятой, 1 разряд после запятой;


разряд на знак (-) при направлении перетоков от шин, 1 разряд после запятой.

3.4.7.7 Для привлечения внимания оперативного персонала при

отклонении параметров режимов работы оборудования по данным

35

телеизмерений выше (ниже) допустимых, но не выходящих за пределы

аварийного уровня (предупредительная сигнализация):

данные телеизмерений должны поменять цвет на желтый (значение

RGB 255:255:0) пока показатели не вернуться в допустимые пределы, после

чего цвет переключается на обычный;


отклонении параметров режимов работы оборудования по данным

телеизмерений выше (ниже) допустимых за пределы аварийного уровня

(аварийная сигнализация):

данные телеизмерений должны поменять цвет на красный (значение

RGB 255:0:0) пока показатели не вернуться в допустимые пределы, после чего

цвет переключается на обычный.


отсутствии или получении заведомо недостоверной информации:

данные телеизмерений должны поменять цвет на белый (значение

RGB 255:255:255) пока показатели не вернуться в допустимые пределы, после

чего цвет переключается на обычный или предупредительный или аварийный

и перестает мигать.

3.4.8 Звуковая сигнализация для привлечения внимания оперативного

персонала должна срабатывать:

3.4.8.1 При автоматическом (т.е. происходящем без команды

оперативного персонала) изменении положения КА;

3.4.8.2 При срабатывании аварийной или предупредительной

сигнализации.

3.4.8.3 При потере связи с объектом, приводящей к исчезновению ТУ,

ТС, ТИ.

3.4.9 Отображение текстовой информации, надписей у элементов.

3.4.9.1 Для нанесения надписей у элементов отображенных на

мнемокадре, отдельного оборудования и иной информации необходимо

использовать тип шрифта Arial. Цвет шрифта – желтый (значение RGB

255:192:0), цвет подложки в цвет фона. Размер шрифта минимальный (при

условии свободного считывания информации оператором с нормальной

остротой зрения), согласовывается с ГЦУС МЭС.

3.4.9.2 Коммутационные аппараты на мнемосхеме должны иметь

буквенные обозначения в соответствии с таблицей 21.

Таблица 21 – Буквенные обозначения на мнемосхеме коммутационных

аппаратов

Коммутационный аппарат Буквенное обозначение

Выключатель В

Выключатель нагрузки ВН

Разъединитель Р

36

Отделитель О

Заземляющий нож ЗН

Короткозамыкатель К

3.4.9.3 Рекомендуется выполнять нумерацию систем шин снизу вверх,

а секций шин слева направо. Обходная система шин располагается как

правило над основными системами (секциями) шинам.

3.4.9.4 Для отображения информации от систем ОМП формируется

отдельный отчет «Сведения об ОМП» в виде отдельного кадра, в котором

указываются (при наличии информации от фиксирующих приборов или МП

устройств РЗА):

параметры предаварийного режима;

расстояние до места повреждения на ВЛ (в км от данной ПС);

вид повреждения, длительность КЗ, ток КЗ, время АПВ;

параметры аварийного режима.

3.4.10 Использование на мнемосхемах плакатов и пометок.

3.4.10.1 Для отображения установки на мнемосхемах РУ (с которых

осуществляется управление коммутационными аппаратами) должен быть

предусмотрен набор плакатов представленных в таблице 22.

Таблица 22

Вид

плаката

Назначение

плаката Место установки плаката Приоритет

НЕ ВКЛЮЧАТЬ!

работа на линни

Для запрещения

подачи напряжения

на линию, на

которой работают

люди

Возле мнемознаков разъединителей,

при ошибочном включении

которых может быть подано

напряжение на воздушную или

кабельную линию, на которой

работают люди

2

НЕ ВКЛЮЧАТЬ!

работают люди



на рабочее место




напряжение на рабочее место. На

присоединениях до 1000 В, не

имеющих в схеме КА, плакат

вывешивают у снятых

предохранителей

2

Заземлено

Для указания

недопустимости


на заземленный

участок

электроустановки




напряжение на заземленный

участок электроустановки

1

37

Вид

плаката

Назначение

плаката Место установки плаката Приоритет

Работа под напряжением.

Повторно не включать


повторного

ручного включения

выключателей ВЛ

после их

автоматического

отключения без

согласования с

производителем

работ

Возле мнемознаков выключателей

ремонтируемой ВЛ при

производстве работ под

напряжением

Приоритет

данных

плакатов не

устанавливае

тся

(вывешивают

ся одиночно) Транзит

разомкнут

Для указания о

переходе ЛЭП из

транзитного в

тупиковый режим

Вывешиваются на ключах

управления выключателями на

питающем центре и на всех

промежуточных ПС, если при

отключении одной из транзитных

ЛЭП ПС переходят на тупиковое

электроснабжение

Цветографическое изображение, геометрическая форма и поясняющие

надписи плакатов должны быть выполнены в соответствии с «Инструкцией по

применению и испытанию средств защиты, используемых в

электроустановках», утвержденной приказом Минэнерго от 30.06.2003 № 261

(для плаката «Транзит разомкнут» учитывать требования: цветографическое

изображение предписывающих плакатов, а геометрическая форма

запрещающих плакатов). Размеры плакатов должны быть соразмерны

обозначениям КА на мнемосхемах (мнемокадрах) электрических соединений

ПС.

Плакаты должны вывешиваться на мнемосхемах (мнемокадрах)

непосредственно рядом с мнемознаками КА.

Плакаты в обязательном порядке должны размещаться на мнемосхемах

(мнемокадрах), с которых возможен переход на выполнение функции

телеуправления. Размещение плакатов на мнемосхемах, с которых не

выполняется переход на управление оборудованием, не требуется.

Действие по установке/снятию плакатов должно фиксироваться в

АСУТП с указанием наименования плаката, в группе событий «Оперативное

состояние», с последующим архивированием и хранением. Сигналы об

установке плакатов безопасности должны выводиться на АРМ ОП в журнале

событий, без звукового сигнала и выделяться зелѐным цветом.

3.4.10.2 При установке 2-х и более плакатов видимым остается плакат с

наивысшим приоритетом и изображением наложения плакатов друг на друга

со смещением (при наведении на плакат курсора и нажатии правой кнопки

мыши открывается подменю с перечнем установленных плакатов, с помощью

которого возможен съем любого плаката).

3.4.10.3 Для отображения в ПТК ЦУС должен быть предусмотрен набор

диспетчерских пометок, представленных в таблице 23.

38

Таблица 23

Наименование

диспетчерской пометки Отображение

Область применения

Допуск к работе на ЛЭП под напряжением.

Устанавливается на мнемосхеме у

соответствующей ЛЭП с возможностью ввода

текстовой информации.

Места установки

плакатов указанных

в таблице 18

произвольны. При

установке плакаты

должны

размещаться на

мнемосхеме в

непосредственной

близости от

соответствующего

коммутационного

аппарата

(электрооборудо-

вания)

Допуск к работе на отключенных ЛЭП,

оборудовании ПС.

Устанавливается у соответствующих элементов

мнемосхемы с возможностью ввода текстовой

информации.

Переносное заземление.

Устанавливается в соответствующем месте

мнемосхем, с возможностью ввода текстовой

информации

Повреждение.

Устанавливается у любого активного элемента

мнемосхем

Релейная защита и/или автоматика.

Устанавливается диспетчером у выключателей,

СШ, присоединений, трансформаторов, с

возможностью ввода текстовой информации

Комментарий.

Устанавливается у любого элемента мнемосхем,

с возможностью ввода текстовой информации

3.4.10.4 При установке 2-х и более диспетчерских пометок видимым

остается изображением наложения диспетчерских пометок друг на друга со

смещением (при наведении курсора на диспетчерскую пометку и нажатии

правой кнопки мыши открывается подменю с перечнем установленных

диспетчерских пометок, с помощью которого возможен съем любой

диспетчерской пометки).

3.5 Сигнализация об отклонении параметров электрических

режимов от номинальных значений.

3.5.1 В ПТК ЦУС должна быть обеспечена возможность

сигнализации в случае превышения пределов по напряжению в узлах сети и

нагрузке оборудования в соответствии с требованиями к сигнализации,

установленными распоряжением ОАО «ФСК ЕЭС» от 25.05.2011 № 354р «Об

утверждении типовых функциональных требований к ПТК ЦУС ПМЭС».

В ПТК ГЦУС и АСУ ТП ПС возможность сигнализации в случае

превышения пределов по напряжению в узлах сети и нагрузке оборудования

также должна соответствовать требованиям распоряжения ОАО «ФСК ЕЭС»

от 25.05.2011 № 354р «Об утверждении типовых функциональных требований

к ПТК ЦУС ПМЭС».

39

3.5.2 Кроме этого, уровни отклонений для срабатывания

предупредительной сигнализации (по умолчанию, в случае отсутствия иных

локальных нормативных требований):

по напряжению:

- для сети переменного тока 0,38 кВ: ± 5 % от номинального;

- для сети постоянного тока 0,22 кВ: ± 5 % от номинального.

по частоте: ± 0,2 Гц.

3.5.3 Уровень отклонения для срабатывания аварийной сигнализации

(по умолчанию, в случае отсутствия иных локальных нормативных

требований):

по напряжению:

- для сети переменного тока 0,38 кВ ± 10 % от номинального;

- для сети постоянного тока 0,22 кВ ± 10 % от номинального.

по частоте: ± 0,4 Гц.

3.5.4 Программное обеспечение АСУ ТП ПС, ПТК ГЦУС и ЦУС

должно обеспечивать возможность изменения уставок технологической

сигнализации, в том числе одновременно для групп измерений,

эксплуатирующим персоналом без привлечения сторонних специалистов. Для

чего ПТК должен иметь интуитивно-понятный человеко-машинный

интерфейс, не требующий знаний в области программирования. Изменение

уставок должно производиться в реальном времени и не приводить к

прерыванию нормального функционирования ПТК.

3.5.5 Должен быть предусмотрен контроль наличия напряжения на

ЛЭП (с ТН, ШОН) с запретом оперативной блокировкой включения

заземляющего ножа на линейном и обходном разъединителях ЛЭП в сторону

ЛЭП.

40

Приложение А

(обязательное)

Формы штампов

Нормальная схема электрических соединений подстанции

Должность ФИО Подпись Дата

МЭС Центра Волго-Донское ПМЭС Утвердил

Первый заместитель генерального

директора – главный инженер

МЭС Центра

Демин С.А.

Согласовано

Нормальная схема

электрических соединений

ПС 500 кВ Балашовская

на ______ год

Гл. инженер ПМЭС ________ Скопов С.А.

(подпись, дата)

Начальник ПС _____________ ФИО


Директор по управлению режимами

ЕЭС – главный диспетчер Павлушко С.А.

Начальник Службы оперативно-

технологического управления


Иванченко А.Ф.


– главный диспетчер ОДУ Юга Ханов Н.Д.


– главный диспетчер ОДУ Центра Алюшенко И.Д.


– главный диспетчер ОДУ Средней

Волги

Павлов Г.А.

Первый заместитель директора –

главный диспетчер Волгоградского

РДУ

Николаев А.В.


главный диспетчер Воронежского

РДУ

Самойлов Е.П.


главный диспетчер Саратовского

РДУ

Луничкин В.Г.

Директор по оперативному

управлению – главный диспетчер

МЭС Центра Ушаков В.В.

Временная нормальная схема электрических соединений подстанции

Должность ФИО Подпись Дата

МЭС Центра Московское ПМЭС Утвердил

Первый заместитель генерального

директора – главный инженер

МЭС Центра

Демин С.А.


Временная нормальная схема


ПС 500 кВ Чагино

на ______ год

Гл. инженер ПМЭС ________ Сварнык М.И.


Начальник ПС _____________ ФИО



ЕЭС – главный диспетчер Павлушко С.А.

Начальник Службы оперативно-

технологического управления


Иванченко А.Ф.


– главный диспетчер ОДУ Центра Алюшенко И.Д.


главный диспетчер Московского

РДУ

Брыкин В.И.

Директор по оперативному

управлению – главный диспетчер

МЭС Центра Ушаков В.В.

Примечания:

1. Размеры штампа (рекомендуемые): ширина – 18 см; высота – 7 см.

2. Название схемы следует указывать только в штампе.

41

Приложение Б (справочное)

Пример изображения нормальной схемы электрических соединений условной ПС 220 кВ Газовая

11

1

МВ-10 АТ-1ЗН В-10 АТ-1

в ст. АТ

ЗН В-10 Ф-9 в ст. ВЛ

1с. 1

0 к

В

СР-10 кВ

СВ-10 кВ

12

ТН-2-10

ТСН-1

630 кВАЗН ТСН-1-10 в ст. ТСН

МВ-10 Ф-9

93 ТН-1-10

ЗН-1с-10

75

4

ЗН-2с-10

68

10

ТСН-2

630 кВА

ЗН ТСН-2-10 в ст. ТСН

МВ-10 ТСН-2

13

14

2

МВ 10 ТСН-2

МВ-10 Ф-7



МВ-10 Ф-5

ОПН-1с-10

2с. 1

0 к

В

ОПН-2с-10

МВ-10 Ф-6


МВ-10 Ф-8


МВ-10 АТ-2ЗН В-10 АТ-2

в ст. АТ

ОПН-10 АТ-1

ТР-10 АТ-1

ОПН-10 АТ-2

ТН-1-220

ВЛ 220 кВ Астрахань – Газовая(ВЛ 220 кВ Газовая-3)

ТН-2-220

АТ-1

АТ-2

ОСШ 220 кВ

2с. 220 кВ

1с. 220 кВ

МВ 220 ВЛ Газовая-3 МВ 220 АТ-2МВ 220 ВЛ

Владимировка-Газовая

ОР 220 Газовая-3

ЗН ОР 220 Газовая-3 в ст. ВЛ

ЗН ЛР 220 Газовая-3 в ст. ВЛ

ЛР 220 Газовая-3

ЗН ЛР 220 Газовая-3 в ст.МВ

ШР ВЛ 220 Газовая-3

ЗН ШР 220 Газовая-3 в ст. МВ

ШР ТН-1-220

ЗН ШР 220 ТН-1 в ст. ТН

ЗН ШР 220 ТН-1 в ст. 1с.

ШР ТН-2-220

ЗН ШР220 ТН-2 в ст. ТН


РВС-220 АТ-1

ОПН-220 АТ-2

125 МВ·А

63 МВ·А

ТН-220 ОСШ(ф. А)

ОР 220 АТ-2

ЗН ОР 220 АТ-2 в ст. АТ

ЗН ТР 220 АТ-2 в ст. АТ

ЗН ТР 220 АТ-2 в ст. МВ

ЗН ОР 220 АТ-2 в ст. ОСШ

ОР 220 ВЛ Владимировка- Газовая

ЗН ОР 220 ВЛ Владимивка- Газовая в ст.ВЛ

ЗН ЛР 220 ВЛ Владимировка- Газовая в ст.ВЛ

ЗН ЛР 220 ВЛ Владимировка- Газовая в ст.МВ

ШР-220 АТ-2

ЗН ШР 220 АТ-2 в ст. МВ

ЛР 220 ВЛ Владимировка- Газовая

ШР-220 Владимировка-Газовая

ЗН ШР 220 ВЛ Владимировка- Газовая в ст.МВ

ЗН ОР 220 АТ-1 в ст.ОСШ

ОР 220 АТ-1



ТР-220 АТ-1


МВ 220 АТ-1

ЗН ШР 220 АТ-1 в ст. МВ

ШР-220 АТ-1

ОШСМВ 220

ОР 220 ОШСМВ

ЗН ОР 220 ОШСМВ в ст. МВ

ШР-1-220 ОШСМВ

ЗН ШР-1-220 ОШСМВ в ст. МВ

ЗН ШР-2-220 ОШСМВ в ст.МВ

ШР-2-220 ОШСМВ

ВЛ 110 кВ Газовая – ГПП-1 (ВЛ 110 кВ 457)



ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 –

Газовая (ВЛ 110 кВ 456)

ВЛ 110 кВ Кири-Кили – Газовая

(ВЛ 110 кВ 454)

ТН-ОСШ 110(ф. А)

ОСШ 110 кВ

2с. 110 кВ

1с. 110 кВ

ТН-1-110

МВ 110 ВЛ 457

МВ 110 ВЛ 452

МВ 110 АТ-2

МВ 110 ВЛ 451

СМВ-110

ОМВ-110

МВ 110 АТ-1

ОР 110 ВЛ 457

ЗН ОР 110 ВЛ 457 в

ст. ВЛ

ЗН ЛР 110 ВЛ 457 в

ст. ВЛ

ЗН ЛР 110 ВЛ 457 в ст. МВ

ЗН ШР 110 ВЛ 457 в

ст.МВ

ШР 110 ВЛ 457



ОР 110 АТ-1

ЗН ОР 110 АТ-1 в ст. ОСШ



ТР 110 АТ-1


ЗН ШР 110 АТ-1 в ст.МВ

ШР 110 АТ-1

ОР 110 ОМВ

ЗН ОР 110 ОМВ в ст. МВ

ЗН ШР-2-110 ОМВ в ст.МВ

ШР-2 110 ОМВ

ЗН ШР-1-110 ОМВ в ст.

МВ

ШР-1 110 ОМВ


ЗН ШР 110 ВЛ 454 в ст.МВ

ШР 110 ВЛ 454

ЗН ЛР 110 ВЛ 454 в

ст. ВЛ

ЗН ОР 110 ВЛ 454 в

ст. ВЛ

ОР 110 ВЛ 454 ОР 110 ВЛ 456

ЗН ОР 110

ВЛ 456 в ст. ВЛ

ЗН ЛР 110 ВЛ 456 в

ст. ВЛ


ЗН ШР 110 ВЛ 456 в ст.МВ

ШР 110 ВЛ 456

ЗН ШР-2-110

СМВ в ст.МВ

ШР-2 110 СМВ

ШР-1 110 СМВ

ЗН ШР-1-110 СМВ в ст.МВ


ЗН ЛР 110 ВЛ 451 в ст. ВЛ

ЗН ОР 110 ВЛ 451 в ст. ВЛ

ОР 110 ВЛ 451

ШР 110 ВЛ 451

ЗН ШР 110 ВЛ 451 в

ст.МВ

ЗН ШР 110 АТ-2

в ст.МВ

ШР 110 АТ-2


ТР 110 АТ-2ЗН ТР 110

АТ-2 в ст. АТ

ЗН ОР 110 АТ-2 в ст.

АТ

ОР 110 АТ-2ЗН ОР 110 АТ-2 в ст.

ОСШ


ЗН ЛР 110 ВЛ 452 в

ст. ВЛ

ЗН ОР 110 ВЛ 452 в

ст. ВЛ

ОР 110 ВЛ 452

ЗН ШР 110 ВЛ 452 в

ст.МВ

ШР 110 ВЛ 452

ТН-2-110

ШР 110 ТН-2



МВ 110 ВЛ 456

МВ 110 ВЛ 454

ЛР 110 ВЛ 454 ЛР 110 ВЛ 456ЛР 110 ВЛ 451 ЛР 110 ВЛ 452 ЛР 110 ВЛ 457

ВЧЗ-220 кВ ВЛ Газовая-3

(ф.А,В,С)

РВС-110 АТ-1

ТР 220 АТ-2

ТТ 110 АТ-1

ТТ ОМВ-110-1

ТТ ОМВ-110-2

ТТ 110 ВЛ 454 ТТ 110 ВЛ 456

ТТ СМВ-110

ТТ 110 ВЛ 451 ТТ 110 АТ-2 ТТ 110 ВЛ 452 ТТ 110 ВЛ 457

ТТ 220 ВЛ Газовая-3

ТТ ОШСМВ 220-2

ТТ ОШСМВ 220-1

ТТ 220 АТ-1 ТТ 220 ВЛ Владимировка-Газовая ТТ 220 АТ-2

фп

КС-220 кВ ВЛ Газовая-3

(ф.А,В,С)

ЗН ФП ВЛ Газовая-3(ф.А,В,С) фп

ВЧЗ-220 кВ ВЛ Владимировка-Газовая (ф.А,В,С)

КС-220 кВ ВЛ Владимировка-

Газовая(ф.А,В,С)

ЗН ФП ВЛ Владимировка-Газовая

(ф.А,В,С)

фп

ВЧЗ-110 кВ ВЛ 454 (ф.А,С)

КС-110 кВ ВЛ 454(ф.А,С)

ЗН ФП ВЛ 454(ф.А,С)

фп фп фп

ВЧЗ-110 кВ ВЛ 456 (ф.С)

ВЧЗ-110 кВ ВЛ 451 (ф.В)

ВЧЗ-110 кВ ВЛ 452 (ф.А)

ВЧЗ-110 кВ ВЛ 457 (ф.А)

КС-110 кВ ВЛ 456(ф.С)

ЗН ФП ВЛ 456(ф.С)

ЗН ФП ВЛ 452(ф.А)

ЗН ФП ВЛ 457(ф.А)

КС-110 кВ ВЛ 452(ф.А)

КС-110 кВ ВЛ 457(ф.А)

ОРУ-220 кВ

ОРУ-110 кВ

КРУН-10 кВРВС-110 АТ-2

Ф-8

Ф-6

Ф-5

Ф-7

Ф-9

ТТ-10

Ф-9

ТТ-10

ТСН-1

ТТ-10

АТ-1

ТТ-10

Ф-7

ТТ-10

Ф-5

ТТ-10

Ф-6

ТТ-10

Ф-9

ТТ-10

ТСН-2

ТТ-10

АТ-2

ТТ НП В-10 Ф-8





ТТ

СВ-10

ШР 110 ТН-1

ЗН ТР-10 АТ-1

в ст. Р-1

ТР-10 АТ-2

ЗН ТР-10 АТ-2

в ст. Р-2

ТТ НП В-10 КЛ-10

«Временная»МВ-10 КЛ-10

«Временная»

КЛ-10 «Временная»

ЗН В-10 КЛ-10 в ст. КЛ-10 «Временная

ТТ-10 КЛ-10

«Временная»

ВЛ 220 кВ Владимировка-Газовая

Место для штампа

ПН ТН-1-10

ПН ТН-2-10

Р-2

Р-1

1 с

. 0,4

кВ

АВ-1

2 с

. 0,4

кВ

АВ-2

САВ

Нанесенные на схему наименования не соответствуют Методическим указаниям по присвоению диспетчерских наименований ЛЭП, оборудованию и устройствам РЗА и ПА объектов ОАО «ФСК ЕЭС», так как

условная ПС 220 кВ Газовая не относится к вновь построенным или прошедшим реконструкцию объектам

42

Приложение В (справочное)

Пример изображения нормальной схемы электрических соединений условной ПС 750 кВ Владимирская Р

езе

рвна

я я

че

йка

№1

5

ВЛ 110 кВ Владимирская –

Базовая

(ВЛ 110 кВ Владимир-

Базовая)


Ундол II цепь

с отпайками

(ВЛ 110 кВ Ундол-2 с

отппайками АТО, Колокша)

ВЛ 110 кВ

Владимирская –Районная I цепь


(ВЛ 110 кВ Районная-1

с отпайками Березово, Юрьевец)

ВЛ 110 кВ

Владимирская – Районная II цепь


(ВЛ 110 кВ Районная-2

с отпайками Березово, Юрьевец)

2 СШ 110кВ

1 СШ 110кВ

шинный мост 10кВ АТ-3

1 секция 10кВ2 секция 10кВ

ВЛ 110 кВ

Владимирская – Судогда II цепь


(ВЛ 110 кВ Судогда-2 с отпайками

Радуга, Улыбышево)

ВЛ 110 кВ

Владимирская-Судогда I цепь


(ВЛ 110 кВ Судогда-1 с

отпайками Радуга,

Улыбышево)

ВЛ 750 кВ

Калининская АЭС – Владимирская

(ВЛ 750 кВ Калининская АЭС-Владимир)

ТМХ

ВЩУ

2 сек.

ВШ РК-1РК-1

ТСР-7

1 МВ·А

7 сек.6 сек.4 сек.

РК-3 ВШ РК-3

ТСР-2

0,56 МВ·А

ВЛ 500 кВ

Ногинск–Владимирская

РУ-0,4кВ

3 сек. 1 сек. Эл.бойл.-1

ТЭБ-1

1 МВ·А

к АТ-7

сб.0,4кВ ЭБ-1

ВЛ 220 кВ

Владимирская – Цветмет

(ВЛ 220 кВ Владимир-Цветмет)

ВЛ 220 кВ

Владимирская – Заря I цепь

с отпайкой на ПС Районная

(ВЛ 220 кВ Владимир-Заря-1

с отп.Районная)

АТ- 4

125 МВ·А

ВЛ 220 кВ

Владимирская –

Стекловолокно I цепь

(ВЛ 220 кВ Владимир-Стекловолокно 1)

ВЛ 220 кВ


Стекловолокно II цепь

(ВЛ 220 кВ Владимир-

Стекловолокно 2)

2 СШ 220кВ

1 СШ 220кВ

ОСШ-220кВ

ОСШ 110кВ

ВЛ 500 кВ

Владимирская – Радуга

Южная

ВЛ 500 кВ

Трубино – Владимирская

ВЛ 500 кВ

Костромская ГРЭС –

Владимирская

(ВЛ 500кВ Кострома-Владимир)


ВЛ 500 кВ

Владимирская – Радуга

Северная

3 СЕКЦИЯ 500 кВ1 СЕКЦИЯ 500 кВ

2 СЕКЦИЯ 500 кВ 4 СЕКЦИЯ 500 кВ

СВВ-13

СВВ-24

Р-3

3*60 МВ·АрАТ - 1

3*167 МВ·А

к ТСР № 7

Р-2

3*110 МВ·Ар

АТ-7

3*417 МВ·А

ШР В-12

ВО Р-1

О Р У - 750 кВ

АТ – 2

3*167 МВ·А

ТСР-1

0,56 МВ·А

ТСР-3

1 МВ·А

АТ - 5

250 МВ·А

КРУ-10кВ

МВ

-10 А

Т-4

АТ- 3

125 МВ·А

АТ-6

3*417 МВ·А

Р-1

3*110 МВ·Ар

ТСР-6

1 МВ·А

ТСР-4

1 МВ·А

ВЛ 220 кВ

Владимирская – Заря II цепь

с отпайкой на ПС Районная

(ВЛ 220 кВ Владимир-Заря-2

с отп.Районная)

РР-750 Р-1

ЗН РР-750 Р-1

ТР-500 АТ-6

ЗН-500 АТ-6

ШР-3с 500 ВЛ Н-В

ЗН ШР-3с 500

ВЛ Н-В в ст.ВВ

ЗН ЛР-3с 500


ЗН ЛР-3с 500

ВЛ Н-В в ст.ВЛ

ЛР-3с 500 ВЛ Н-В

ВВ-3с 500 ВЛ Н-В

ЗН ЛР-4с 500

ВЛ Н-В в ст.ВЛ

ЗН ШР-4с 500


ЗН ЛР-4с 500


ВВ-4с 500 ВЛ Н-В

ШР-4с 500 ВЛ Н-В

ТН-500 ВЛ Н-В

ВЧЗ ВЛ Н-В

ф.АВС

КС ВЛ Н-В

ф.АВС

ТР-500 АТ-2

ЗН-500 АТ-2

ШР-3с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ШР-3с 500

ВЛ В-Р Ю в ст.ВВ

ВВ-3с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ЛР-3с 500


ЛР-3с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ЛР-3с 500

ВЛ В-Р Ю в ст.ВЛ

ШР-4с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ШР-4с 500


ВВ-4с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ЛР-4с 500


ЛР-4с 500 ВЛ В-Р Ю

ЗН ЛР-4с 500

ВЛ В-Р Ю в ст.ВЛ

ТН-500 ВЛ В-Р Ю

ВЧЗ ВЛ В-Р Ю

ф.АВС

КС ВЛ В-Р Ю

Ф.АВС

ЗН-4сек 500

ТН-3 сек.500кВ

(НДЕ)


(НДЕ)


(НДЕ)


(НДЕ)

ЛР-4с 500 ВЛ Н-В

ЗН-3сек 500

ШР-2с 500 ВЛ Т-В

ЗН ШР-2с 500

ВЛ Т-В в ст.ВВ

ВВ-2с 500 ВЛ Т-В

ЗН ЛР-2с 500


ЛР-2с 500 ВЛ Т-В

ЗН ЛР-2с 500

ВЛ Т-В в ст.ВЛ

ТР-500 АТ-7

ЗН-500 АТ-7

ЗН

-2сек

500

ВЧЗ ВЛ Т-В

Ф.АВС

КС ВЛ Т-В

Ф.АВС

ТН-500 ВЛ Т-В

ТН-500 ВЛ В-Р С

ВЧЗ ВЛ В-Р С

ф.АВС

КС ВЛ В-Р С

ф.АВС

ЗН

-1сек

500

РТН 500 кВ

1сек 500 кВ

ШР-1с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ШР-1с 500

ВЛ В-Р С в ст.ВВ

ВВ-1с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ЛР-1с 500


ЛР-1с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ЛР-1с 500

ВЛ В-Р С в ст.ВЛ

ШР-2с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ШР-2с 500


ВВ-2с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ЛР-2с 500


ЛР-2с 500 ВЛ В-Р С

ЗН ЛР-2с 500

ВЛ В-Р С в ст.ВЛ

ШР-1с 500 АТ-1

ТР-1с 500 АТ-1

ШР-2с 500 АТ-1

ЗН ТР-1с 500 АТ-1

в ст.АТ


в ст.ТТ

ЗН ШР-1с 500 АТ-1

в ст.ТТ

ШР-2с 500 СВВ-24

ШР-4с 500 СВВ-24

ЗН ШР-2с 500

СВВ-24 в ст.ВВ

ЗН ШР-4с 500


ШР-3с 500 СВВ-13

ШР-1с 500 СВВ-13

ЗН ШР-3с 500


ЗН ШР-1с 500


ЗН ШР-2с 500

ВЛ К-В в ст.ВВ

ЛР-2с 500 ВЛ К-В

ЗН ЛР-2с 500


ЗН ЛР-2с 500

ВЛ К-В в ст.разв.

ЗН ЛР-1с 500

ВЛ К-В в ст.разв.

ЗН ЛР-1с 500


ЗН ШР-1с 500


ЛР- 500 ВЛ К-В

ЗН ЛР- 500 ВЛ К-В

КС 2 ВЛ К-В

ф.АВС

КС 1 ВЛ К-В

Ф.АВС

ВЧЗ 2 ВЛ К-В

ф.АВС

ВЧЗ 1 ВЛ К-В

ф.АВС

ТН-500 ВЛ К-В

ТР-500 АТ-5

ЗН ТР-500 АТ-5

РР-500 Р-3

ЗН-500 Р-3

ТН-35 АТ-5

ШР-1сш 220

ВЛ В-Ст-но1

ШР-2сш 220

ВЛ В-Ст-но1

ЗН ШР-2сш 220

ВЛ В-Ст-но1

в ст.ВВ

ЗН ШР-1сш 220

ВЛ Ст-но1

в ст.ВВ

ЛР- 220

ВЛ В-Ст-но1

ЗН ЛР- 220

ВЛ В-Ст-но1

в ст,ВВ

ЗН ЛР- 220

ВЛ В-Ст-но1

в ст,ВЛ

ЗН ОР- 220

ВЛ В-Ст-но1

в ст,ВЛ

ОР- 220

ВЛ В-Ст-но1

ОР- 220 АТ-1

ЗН ОР- 220 АТ-1

в ст.АТ

ОР- 220 АТ-2


в ст.АТ

ТН-220 2 СШ

РТН- 2 СШ 220

ЗН

РТ

Н-

2 С

Ш 2

20

в с

т,Т

Н

ШР-2сш 220

АТ-1ШР-2сш 220

АТ-2

ЗН

ШР

-2сш

220

АТ

-1 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-1сш

220

АТ

-1 в

ст.

ВВ

ШР-1сш 220

АТ-1

ШР-1сш 220

АТ-2

ЗН

ШР

-2сш

220

АТ

-2 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-1сш

220

АТ

-2 в

ст.

ВВ

ТН-220 1 СШ

РТН- 1 СШ 220

ЗН РТН- 1 СШ 220

в ст,ТН

ВВ- 220 ВЛ В-Ст-

но1

ВВ- 220 АТ-1ВВ- 220 АТ-2

ТР-220 АТ-1ТР-220 АТ-2

ЗН

ТР

-220

АТ

-1 в

ст.

ВВ

ЗН

ТР

-220

АТ

-1 в

ст.

АТ

ЗН

ТР

-220

АТ

-2 в

ст.

АТ

ЗН

ТР

-220

АТ

-2 в

ст.

ВВ

ТР-220 АТ-3

ЗН ТР-220

АТ-3 в ст.АТ

ЗН ТР-220

АТ-3 в ст.ВВ

ШР-1сш 220

АТ-3

ШР-2сш 220

АТ-3

ЗН

ШР

-1сш

220

АТ

-3 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-2сш

220

АТ

-3 в

ст.

ВВ

ОР- 220 АТ-3


в ст.АТ

ШСВВ- 220

ТН-10 АТ-3

ЗН

-10 А

Т-3

РТН-10 АТ-3

ШР

-10 А

Т-3

ВЧЗ ВЛ В-Ст-но1

Ф.АВС

КС ВЛ В-Ст-но1

Ф.АВС

ВЧЗ ВЛ В-Ст-но2

Ф.АВС

КС ВЛ В-Ст-но2

Ф.АВС

ОР- 220

ВЛ В-Ст-но2

ЗН

ОР

- 220

ВЛ

В-С

т-но

2

в с

т,В

Л

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-С

т-но2

в с

т,В

Л

ЛР- 220

ВЛ В-Ст-но2

ВВ- 220

ВЛ В-Ст-но2

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-С

т-но2

в с

т,В

В

ШР-2сш 220

ВЛ В-Ст-но2

ШР-1сш 220

ВЛ В-Ст-но2

ЗН

ШР

-2сш

220

ВЛ

В-С

т-но

2

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1сш

220

ВЛ

В-С

т-но2

в с

т.В

В

ШР-1сш 220

ШСВВ

ШР-2сш 220

ШСВВ

ЗН ШР-1сш 220

ШСВВ в ст. ВВ

ЗН ШР-2сш 220

ШСВВ в ст. ВВ

ОВВ- 220

ОР- 220 ОВВ

ЗН

ОС

Ш 2

20

ЗН

ОР

- 220

ОВ

В в

ст.

ВВ

ШР-2сш 220

ОВВ

ШР-1сш 220

ОВВ ЗН

ШР

-1сш

220

ОВ

В в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-2сш

220

ОВ

В в

ст.

ВВ

КС ВЛ В-Заря-1

Ф.АВС

ВЧЗ ВЛ В-Заря-1

Ф.АВС

ОР- 220 ВЛ

В-Заря-1

ЗН ОР- 220

ВЛВ- Заря-1

в ст,ВЛ

ЗН ЛР- 220

ВЛ В-Заря-1

в ст,ВЛ

ЗН ЛР- 220

ВЛ В-Заря-1

в ст,ВГ

ЛР- 220

ВЛ В-Заря-1

ВГ- 220

ВЛ В-Заря-1

ШР-2сш 220

ВЛ В-Заря-1

ШР-1сш 220

ВЛ В-Заря-1

ЗН

ШР

-2сш

220

ВЛ

В-З

аря-1

в с

т.В

Г

ЗН

ШР

-1сш

220

ВЛ

В-З

аря-1

в с

т.В

Г

ОР- 220 АТ-4


в ст.АТ

ШР-2сш 220

АТ-4

ШР-1сш 220

АТ-4

ВВ- 220 АТ-3 ВВ- 220 АТ-4

ЗН ТР-220

АТ-4 в ст.ВВ

ЗН ТР-220

АТ-4 в ст.АТ

ТР-220 АТ-4

ЗН

ШР

-1сш

220

АТ

-4 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-2сш

220

АТ

-4 в

ст.

ВВ

ШР

-10 А

Т-4

ЗН

-10 А

Т-4

РТН-10 АТ-4

ТН-10 АТ-4

КС ВЛ В-Заря-2

Ф.АВС

ВЧЗ ВЛ В-Заря-2

Ф.АВС

ОР- 220 ВЛ

В-Заря-2

ЗН

ОР

- 220

ВЛ

В-З

аря-2

в с

т,В

Л

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-З

аря-2

в с

т,В

Л

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-З

аря-2

в с

т,В

В

ЛР- 220 ВЛ

В-Заря-2

ВВ- 220 ВЛ

В-Заря-2

ШР-2сш 220

ВЛ В-Заря-2

ШР-1сш 220

ВЛ В-Заря-2

ЗН

ШР

-2сш

220

ВЛ

В-З

аря-2

в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-1сш

220

ВЛ

В-З

аря-2

в

ст.

ВВ

ОР- 220 ВЛ

В-Цветмет

ЛР- 220 ВЛ В-

Цветмет

ЗН

ОР

- 220

ВЛ

В-Ц

ветм

ет

в с

т,В

Л

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-Ц

ветм

ет

в с

т,В

Л

ЗН

ЛР

- 220

ВЛ

В-Ц

ветм

ет

в с

т,В

В

ВВ- 220 ВЛ В-

Цветмет

ШР-2сш 220

ВЛ В-Цветмет

ШР-1сш 220

ВЛ В-Цветмет

ЗН

ШР

-2сш

220

ВЛ

В-Ц

ветм

ет

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1сш

220

ВЛ

В-Ц

ветм

ет

в с

т.В

В

КС ВЛ В-Цветмет

Ф.АВС

ВЧЗ ВЛ В-Цветмет

Ф.АВС

КС-2 СШ 220

КС-1 СШ 220

ОСШ 110кВ

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ Т

СР

№3

А2

-3

РУ

Б-К

0,4

А1-2

3 С

ЕК

РУ

Б-К

0,4

А1-3

3 С

ЕК

РУ

Б-К

0,4

А1-3

1 С

ЕК

А1

-3

А1

-2Р

УБ

-К 0

,4

А1-2

1 С

ЕК

РУ

Б-К

0,4

А1-2

2 С

ЕК

РУ

Б-К

0,4

А2-3

2 С

ЕК

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ

ТС

Р№

2

РУБ-К 0,4 2сек

перемычки

2 СЕК-ТМХ

АВТ- 0,4

перемычки

2 СЕК-ТМХ РУ

Б-К

0,4

сб

.ТМ

Х

перем

ычки

2 С

ЕК

-ТМ

Х

РУ

Б-К

0,4

сб

.ТМ

Х

перем

ычки

4 С

ЕК

-ТМ

Х

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ Э

Б1

РУ

Б-К

0,4

перем

ычки

6 С

ЕК

-ЭБ

1-с

б.Э

Б1

АВТ 0,4

перемычки

6 СЕК-ЭБ1-сб.ЭБ1

АВТ 0,4

перемычки

4 СЕК-ТМХ

А4-6

РУ

Б-К

0,4

6С

ЕК

перем

ычки

6 С

ЕК

-ЭБ

1-с

б.Э

Б1

АВТ 0,4

6СЕК

перемычки

6 СЕК-ЭБ1-

сб.ЭБ1

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ Т

СР

№4

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ Т

СР

№6

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ Т

СР

№7

Разъединитель 10кВ

перемычки ТСР№4-ТЭБ1

ЗН

10кВ

перем

ычки

ТС

Р№

4-Т

ЭБ

1

ТН РК-1 ЗН РК-1

Р-35 РК-1

РН-35 Р-1

(разъединитель

нейтрали)

В-12 ЛР В-12

ЗН

ШР

В-1

2 в

ст.

ши

н

ЗН

ШР

В-1

2 в

ст.

ВВ

ЗН

ЛР

В-1

2 в

ст.

ВВ

ЗН

ЛР

В-1

2 в

ст.

ВЛ

ЗН

ЛР

В-1

0 в

ст.

ВЛ

ЗН

ЛР

В-1

0 в

ст.

ВВ

ЛР В-10 В-10ШР В-10

ЗН

ШР

В-1

0

в с

т.ш

ин

ЗН

ШР

В-1

0 в

ст.

ВВ

ЗН-750 АТ-6

ТР

-750 А

Т-6

ШР В-11ЛР В-11

ЗН

ШР

В-1

1

в с

т.ш

ин

ЗН

ШР

В-1

1

в с

т.В

В

ЗН

ЛР

В-1

1

в с

т.В

В

ЗН

ЛР

В-1

1

в с

т.В

Л

РР-750 Р-2

ЗН-750 Р-2

ЛР В-22

ЗН

ЛР

В-2

2

в с

т.В

Л

ЗН

ЛР

В-2

2

в с

т.В

В

В-22ШР В-22

ЗН

ШР

В-2

2

в с

т.В

В

ЗН

ШР

В-2

2

в с

т.ш

ин

ЗН-750 АТ-7

ТР

-750 А

Т-7

ЗН-10 ТСР №7

МВ-10 ТСР №7 ТН-10 АТ-7

ЗН-10 АТ-7

ЗН-10 ТСР №6

МВ-10 ТСР №6 ТН-10 АТ-6

ЗН-10 АТ-6

ВЧ

З 1

750 к

В

ф.А

ВС

КС

1 7

50 к

В

ф.А

ВС

ТН №1 ВЛ 750 кВ

КАЭС-Владимир

РТН-35

ТН №2 750 кВ

РТН-35

ТН №1 750 кВ

ЗН-35

ТН №1 750 кВ

ЗН-35

ТН №2 750 кВ

ТТ В-12 ТТ В-10

ТТ В-22

КС ВЛ

Районная-2

Ф.АВ

ВЧЗ ВЛ

Районная-2

Ф.АВ

ОР-110 ВЛ Районная-2

ЛР-110 ВЛ Районная-2

ВВ-110 ВЛ Районная-2

ЗН ОР-110

ВЛ Районная-2 в ст.ВЛ

ЗН ЛР-110

ВЛ Районная-2 в ст.ВЛ

ШР-2СШ 110

ВЛ Районная-2

ШР-1СШ 110


ШР-2СШ 110

АТ-5

ШР-1СШ 110

АТ-5

ЗН ШР-1СШ 110

АТ-5 в ст.ВВ

ЗН ШР-2СШ 110

АТ-5 в ст.ВВ

ВВ-110 АТ-5

ТР-110 АТ-5

ОР-110 АТ-5

ЗН ОР-110 АТ-5

в ст.АТ


в ст.АТ


в ст.ВВ

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Рай

онная-2

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Рай

онная-2

в с

т.В

В

КС ВЛ

Районная-1

Ф.АВ

ВЧЗ ВЛ

Районная-1

Ф.АВ

ОР-110 ВЛ

Районная-1

ЗН

ОР

-110

ВЛ

Рай

онная-1

в с

т.В

Л

ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Рай

онная-1

в с

т.В

Л

ЛР-110 ВЛ Районная-1

ЗН ЛР-110

ВЛ Районная-2 в ст.ВВ

ЗН ЛР-110


в ст.ВВ

ВВ-110 ВЛ Районная-1

ШР-2СШ 110


ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Рай

онная-1

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Рай

онная-1

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110


ТН-110 2 СШ

РТН-2СШ 110

ЗН

РТ

Н-2

СШ

110 в

ст.

ТН

ОР-110 АТ-4


в ст.АТ


в ст.АТ

ТР-110 АТ-4


в ст.ВВ

ВВ-110 АТ-4

ШР-1СШ 110

АТ-4

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

АТ

-4 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

АТ

-4 в

ст.

ВВ

ШР-2СШ 110

АТ-4

ТН-110 1 СШ

РТН-1СШ 110

ЗН РТН-1СШ

110 в ст.ТН

КС ВЛ Ундол-1

Ф.ВС

ВЧЗ ВЛ

Ундол-1

Ф.ВС

ОР-110 ВЛ

Ундол-1

ЗН

ОР

-110

ВЛ

Унд

ол

-1 в

ст.

ВЛ

ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Унд

ол

-1 в

ст.

ВЛ

ЛР-110 ВЛ Ундол-1

ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Унд

ол

-1 в

ст.

ВВ

ВВ-110 ВЛ Ундол-1

ШР-2СШ 110

ВЛ Ундол-1

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Унд

ол

-1

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Унд

ол

-1

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110

ВЛ Ундол-1

КС ВЛ Ундол-2

Ф.АВС

ВЧЗ ВЛ

Ундол-2

Ф.АВС

ОР-110 ВЛ

Ундол-2

ЗН

ОР

-110

ВЛ

Унд

ол

-2

в с

т.В

Л

ЗН ЛР-110

ВЛ Ундол-2

в ст.ВЛ

ЛР-110 ВЛ Ундол-2

ЗН ЛР-110

ВЛ Ундол-2

в ст.ВВ

ВВ-110 ВЛ Ундол-2

ШР-2СШ 110

ВЛ Ундол-2

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Унд

ол

-2

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Унд

ол

-2

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110

ВЛ Ундол-2

ОР-110 АТ-3


в ст.АТ


в ст.АТ

ТР-110 АТ-3


в ст.ВВ

ВВ-110 АТ-3

ШР-1СШ 110

АТ-3

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

АТ

-3 в

ст.

ВВ

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

АТ

-3 в

ст.

ВВ

ШР-2СШ 110

АТ-3

ШР-2СШ 110

ВЛ Судогда-1

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Суд

огд

а-1

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Суд

огд

а-1

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110


ВВ-110


ЛР-110


ОР-110


ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-1

в с

т.В

Л

ЗН

ОР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-1

в с

т.В

Л

ВВ-110 ВЛ

Судогда-2

ЛР-110


ОР-110


ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-2

в с

т.В

Л

ЗН

ОР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-2

в с

т.В

Л

ШР-2СШ 110


ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

Суд

огд

а-2

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

Суд

огд

а-2

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110


КС ВЛ

Судогда-1

ф.ВС

ВЧЗ ВЛ

Судогда-1

Ф.ВС

КС ВЛ

Судогда-2

ф.АВС

ВЧЗ ВЛ

Судогда-2

Ф.АВС

ОР-110 ОВВ

ЗН ОСШ-110

ЗН ОР-110

ОВВ в ст.ВВ

ОВВ-110

ШР-1СШ 110

ОВВ

ШР-2СШ 110

ОВВ

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ОВ

В в

ст.

ВВ

ШР-2СШ 110

ВЛ В-Базовая

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ВЛ

В-Б

азо

вая

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ВЛ

В-Б

азо

вая

в с

т.В

В

ШР-1СШ 110

ВЛ В- Базовая

ОР-110 ВЛ

В-Базовая

ЗН ЛР-110

ВЛ В-Базовая в

ст.ВЛ

ЗН ЛР-110

ВЛ В-Базовая в

ст.ВВ

ВВ-110 ВЛ В-Базовая

ЛР-110 ВЛ

В-Базовая

КС ВЛ В-

Базовая

ф.АВС

ВЧЗ ВЛ

В-Базовая

ф.АВС

ШСВВ-110

ШР-1СШ 110

ШСВВ

ШР-2СШ 110

ШСВВ

ЗН

ШР

-1С

Ш 1

10

ШС

ВВ

в с

т.В

В

ЗН

ШР

-2С

Ш 1

10

ШС

ВВ

в с

т.В

В

СМ

В-1

0

МВ

-10 А

Т-3

ЗН

Р-1

0 А

Т-3

МВ

-10 Т

СР

-4

МВ

-10 ф

.Посел

ок

МВ

-10 ф

.Юрьевец

-1

МВ

-10 ф

.Р/р

ел

ей

ная

МВ

-10

ф.М

ехко

лонна

МВ

-10 ф

. Ю

ПФ

ЗН

-10 ф

. Ю

ПФ

ЗН

-10 ф

.Мехко

лонна

ЗН

-10 ф

.Р/р

ел

ей

ная

ЗН

-10 ф

.Юрьевец

-1

ЗН

-10 ф

.Посел

ок

ЗН

-10 Т

СР

-4

МВ

-10 ф

. К

ол

окш

а

МВ

-10 ф

.

Эл

ект

роб

ой

лерная1

МВ

-10 ф

.

Юрьевец

-2

МВ

-10 Т

СР

-3

СР

10

кВ

ЗН

-10 Т

СР

-3

ЗН

-10 с

екц

ионной

перем

ычки

ЗН

-10 ф

. Ю

рьевец

-2

ЗН

-10 ф

.

Эл

ект

роб

ой

лерная1

ЗН

-10 ф

. К

ол

окш

а

Ввод

ной

авто

мат

0,4

кВ

ТС

Р№

1

ЗН

-35 Т

СР

№2ШР-35 ТСР №2

МВ-35 ТСР №2МВ-35кВ

ТСР №1

ЗН

-35 Т

СР

№1

ЗН

-35 Т

Н А

Т-1

З

Н-3

5 А

Т-1

РТН-35кВ

АТ-1

ШР-35 ТСР№1

ТН-35 АТ-1

ТН-35 АТ-2

РТН-35 АТ-2

ЗН

-35 А

Т-2

ЗН

-35 Т

Н А

Т-2

Р-35 РК-3

РН-35 Р-3

(Разъединитель

нейтрали)

ЗН-35 РК-3

ТН №2 ВЛ 750 кВ


А6-7А4-7

ШР-2с 500 ВЛ К-В

ВВ-2с 500 ВЛ К-В

ЗН ШР-2с 500 АТ-1

в ст.ТТ


в ст.ТТ


в ст.АТ

ТР-2с 500 АТ-1

ШР-1с 500 ВЛ Т-В

ЗН ШР-1с 500


ВВ-1с 500 ВЛ Т-В

ЗН ЛР-1с 500


ЛР-1с 500 ВЛ Т-В

ЗН ЛР-1с 500

ВЛ Т-В в ст.ВЛ

ШР-1с 500 ВЛ К-В

ВВ-1с 500 ВЛ К-В

ЛР-1с 500 ВЛ К-В

ФП

ТТ ВВ-110 ВЛ В-БазоваяТТ ВВ-110 ВЛ Ундол-2

ТТ ВВ-110

ВЛ Ундол-1ТТ ВВ-110 ВЛ Районная-1 ТТ ВВ-110 ВЛ Районная-2

ТТ ШСВВ-110

ТТ ОВВ-110

ТТ ВВ-110


ТТ ВВ-110

ВЛ Судогда-1 ТТ ВВ-110 АТ-3

ТТ ВВ-110 АТ-4

ТТ ВВ-110 АТ-5

ТТ ВВ- 220 АТ-4

ТТ ШСВВ- 220

ТТ ВВ- 220 АТ-3 ТТ ВВ- 220 АТ-2 ТТ ВВ- 220 АТ-1

ТТ ВВ- 220

ВЛ В-Ст-но1ТТ ВВ- 220

ВЛ В-Ст-но2

ТТ ОВВ- 220 ТТ ВГ- 220

ВЛ В-Заря-1ТТ ВВ- 220

ВЛ В-Заря-2

ТТ ВВ- 220 ВЛ В-

Цветмет

ТТ ВВ-4с 500 ВЛ Н-В

ТТ ВВ-4с 500 ВЛ В-Р Ю

ТТ ВВ-3с 500 ВЛ Н-ВТТ ВВ-3с 500 ВЛ В-Р Ю

ТТ СВВ-24ТТ ВВ-2с 500 ВЛ В-Р С

ТТ ВВ-1с 500 ВЛ В-Р СТТ ВВ-1с 500 ВЛ Т-В

ТТ ВВ-2с 500 ВЛ Т-ВТТ ВВ-2с 500 ВЛ К-В

ТТ ВВ-1с 500 ВЛ К-В ТТ СВВ-13

ОРУ-220 кВ

ОРУ-110 кВ

ОРУ-500 кВ

ФП

ФП-2

ЗН

ФП

В

Л В

-Ст

но–

2

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

ВЛ

В-3

аря –

1

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

ВЛ

В-3

аря –

2

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

ВЛ

Ц –

т

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

В

Л В

-Ст

но

– 1

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

В

Л У

нд

ол

– 2

Ф.А

ВС

ЗН

ФП

В

Л У

нд

ол

– 1

ф.В

С

ЗН

ФП

В

Л Р

ай

онная –

1

Ф.А

В

ЗН

ФП

В

Л Р

ай

онная –

2

Ф.А

В

ЗН

ФП

В

Л С

уд

огд

а –

2

Ф.А

ВС

ЗН ФП ВЛ Судогда – 1

ф.ВС

ЗН

ФП

В

Л В

-Базо

вая

ф.А

ВС

ЗН ФП ВЛ К – В

Ф.АВС

ЗН

ФП

В

Л В

-Р-С

ф.А

ВС

ЗН

ФП

В

Л Т

– В

Ф.А

ВС

ЗН ФП ВЛ Н – В

ф.АВС

ЗН РТН 500 кВ

1сек в ст. ТН

РТН 35 кВ ТН 1С

500 кВ

ЗН РТН 35 кВ

в ст. ТН

ОПН-10 АТ-6

Р-10 АТ-6 Р-10 АТ-7

ОПН-10 АТ-7

ОПН-750 АТ-7

ОПН-750 Р-2 ОПН-500 АТ-6 ОПН-500 АТ-7

ОПН-750 АТ-6

ОПН-750 Р-1

ОПН-750 Р-1

ОПН-10 АТ-4

Р-10 АТ-3

ФПФПФПФП

ФП ФП

ФПФПФПФП

ФП

фп

ФП

ЗН

ФП

ВЛ

В-Р

Ю

ф.А

ВС

ЗН РТН 35 кВ

в ст. ТН

РТН- 35 кВ 3сек

500

ЗН РТН-500

в ст. ТН

РТН- 3сек 500

ЗН РТН 35 кВ

в ст. ТН

РТН-35 кВ 4сек

500 кВ

ЗН РТН-4сек

500 в ст. ТН

РТН -4сек 500 кВ

ЗН РТН 35 кВ

в ст. ТН

РТН 35 кВ

2сек 500

РТН-2сек 500 кВ

ФП

ТТ 2С 500 АТ-1

ТТ 1С 500 АТ-1

ОПН-220 АТ-1

ОПН-35 АТ-1ОПН-220 АТ-2

ОПН-35 АТ-2

РУБ-К 0,4

6СЕК.-ТСР-6

1357911131524681012

Р-10 АТ-4

ОПН-10 АТ-3

ОПН-500 АТ-1

ОПН-500 АТ-2

ОПН-220 АТ-3

ОПН-110 АТ-3

ОПН-220 АТ-4

ОПН-110 АТ-4

ОПН-500 АТ-5

ОПН-110 АТ-5

РВ-35 АТ-5

РВ ТН №2 ВЛ 750 кВ

КАЭС-ВладимирРВ ТН №1 ВЛ 750 кВ


КС

2 7

50 к

В

ф.А

ВС

ВЧ

З 2

750 к

В

ф.А

ВС

ВЧ

З 3

750 к

В

ф.А

ВС

ВЧ

З 4

750 к

В

Ф.А

ВС

ОПН-35 ТН РК-1

ТТ-35-1 РК-1

(в нуле, 1 фаза)

ТТ-35-2 РК-1


ОПН-35 ТН РК-3

ТТ-35-1 РК-3

(в нуле ,1 фаза)

ТТ-35-2 РК-3


ОПН-500 Р-3


Ундол I цепь


(ВЛ 110 кВ Ундол-1 с

отпайками АТО, Колокша)

ТТ МВ-10 ф.

Юрьевец-2ТТ МВ-10

ф. Колокша

ТТ МВ-10

ф. ЮПФ ТТ МВ-10 ф.

МехколоннаТТ МВ-10 ф.

Р/релейная

ТТ МВ-10

ф. Юрьевец-1ТТ МВ-10

ф. Поселок

ТТ СМВ-10

ТТ МВ-10

АТ-4

ТТ МВ-10

АТ-3

ТТ МВ-10

ТСР-4

ТТ МВ-10

ТСР-3

ТТ МВ-10 ф.

Эл.бойл.-1

ТТ МВ-10

ТСР №7ТТ МВ-10

ТСР №6

ТТ МВ-35

ТСР №1

ТТ МВ-35

ТСР №2

ЗН ОР-110

ВЛ В-Базовая

в ст.ВЛ

ТН-35 РК-3

(в нуле ,1 фаза)

ЗН РТН- 1 СШ 220

в ст,шин

ЗН

РТ

Н-

2 С

Ш 2

20

в с

т,ш

ин

ЗН РТН-1СШ

110 в ст.шин

ЗН

РТ

Н-2

СШ

110 в

ст.

ши

н

Ф.1

0кВ

ТС

Р-3

Ф.1

0кВ

Юр

ье

ве

ц-2

Ф.1

0кВ

Эл

ект

ро

бо

йл

ер

на

я-1

Ф.1

0кВ

Ко

ло

кша

Ф.1

0кВ

ЮП

Ф

Ф.1

0кВ

Ме

хко

ло

нна

Ф.1

0кВ

Ра

ди

ор

ел

ей

на

я

Ф.1

0кВ

Юр

ье

ве

ц-1

Ре

зер

в

Ф.1

0кВ

По

се

ло

к

Ф.1

0кВ

ТС

Р-4

ЗН ШР-2с 500

СВВ-24

в ст.2с.шин

ЗН ШР-4с 500

СВВ-24

в ст.4с.шин

ЗН ШР-3с 500

СВВ-13

в ст.3с.шин

ЗН ШР-1с 500

СВВ-13

в ст.1с.шин

ЗН РТН-2сек500

в ст.ТН

фп

ЗН

ФП

2

ВЛ

КА

ЭС

-Вл

ад

.ф.А

ВС

фп

ЗН

ФП

1

ВЛ

КА

ЭС

-Вл

ад

.ф.А

ВС

РУБ 0,4

перемычки

4 СЕК-ТМХ

(в нуле,1 фаза)

ОП

Н 1

10 2

СШ

ОП

Н 1

10 1

СШ

ОП

Н 2

20 2

СШ

ОП

Н 2

20 1

СШ


ТН-10 АТ-4


ТН-10 АТ-3


ТН-10 АТ-6


ТН-10 АТ-7



шинный мост 10кВ АТ-6шинный мост 10кВ АТ-7

ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-2

в с

т.В

В

ЗН

ЛР

-110

ВЛ

Суд

огд

а-1

в с

т.В

В

ЗН

Р-1

0 А

Т-4

Должность ФИО Подпись ДатаМЭС Центра

Волго-Окское

ПМЭСУтвердил


Директор по управлению режимами ЕЭС – главный

диспетчер

Первый заместитель директора Владимирского РДУ –

главный диспетчер

В.Н. Седунов

А.Ф. Иванченко

И.Д. Алюшенко

А.А. Дзюин

Директор по управлению режимами – главный

диспетчер ОДУ Центра

Начальник СОТУ ОАО «ФСК ЕЭС»

В.В. Ушаков

С.А.Павлушко

Директор по оперативному управлению – главный диспетчер

МЭС Центра

Первый заместитель генерального директора-главный

инженер МЭС Центра Нормальная схема


ПС 750 кВ Владимирская

на 20___г.

Главный инженер Волго-Окского ПМЭС:

А.В. Артемов


Начальник ПС 750 кВ Владимирская:

В.Е. Сулименко


Нанесенные на схему наименования не соответствуют Методическим указаниям по присвоению диспетчерских наименований ЛЭП, оборудованию и устройствам РЗА и ПА объектов ОАО «ФСК

ЕЭС», так как условная ПС 750 кВ Владимирская не относится к вновь построенным или прошедшим реконструкцию объектам

43

Приложение Г (справочное)

Пример изображения в АРМ мнемосхемы 1 уровня главной схемы ПС

?

ВЛ 750 кВ

Калининская АЭС -


Р-1

3*110

Р-2

3*110

АТ-7

3*417

63 0C

6 РПН

ВЛ 500 кВ Ногинск -


ВЛ 500 кВ


Радуга Южная

ВЛ 500 кВ


Радуга Северная

АТ-2

3*167

АТ-1

3*167

Р-3

3*60АТ-5

250

ВЛ 500 кВ Костромская

ГРЭС - Владимирская

ВЛ 220 кВ


Стекловолокно I цепь

ВЛ 220 кВ


Стекловолокно

II цепь

ВЛ 220 кВ


Заря I цепь

ВЛ 220 кВ


– Заря II цепь

ВЛ 220 кВ


Цветмет

ВЛ 110 кВ


– Районная II

цепь

ВЛ 110 кВ


– Районная I

цепь

ВЛ 110 кВ


– Ундол I цепь

ВЛ 110 кВ


– Ундол II

цепь

ВЛ 110 кВ


– Судогда I

цепь

ВЛ 110 кВ


– Судогда II

цепь

ВЛ 110 кВ


– Базовая

ОВ

220 кВ

ШСВ

220 кВ

ОCШ 110 кВ

ШСВ

110 кВ

ТСР-6

1

61 0C

3 ПБВ

ВЛ 500 кВ Трубино -


50,01 Гц

23 0С

Ф.1

0кВ

ЮП

Ф

Ф.1

0кВ

Ме

хко

ло

нна

Ф.1

0кВ

Ра

ди

ор

ел

ей

на

я

Ф.1

0кВ

Юр

ье

ве

ц-1

Ре

зер

в

Ф.1

0кВ

По

се

ло

к

Ф.1

0кВ

ТС

Р-2

Ф.1

0кВ

Юр

ье

ве

ц-2

Ф.1

0кВ

Эл

ект

ро

бо

йл

ер

на

я-1

Ф.1

0кВ

Ко

ло

кша

21.06.2010

1 СШ 110 кВ

2 СШ 150 кВ

ОВ

110 кВ

ОСШ 400 кВ

1 СШ 330 кВ

2 СШ 220 кВ

1 Секция

500 кВ

2 Секция

500 кВ

3 Секция

500 кВ

4 Секция

500 кВ

Р-10

АТ-3Р-10

АТ-4

СМВ-10

АТ-7

3*417

61 0C

6 РПН

АТ-4

125

57 0C

8 РПН

АТ-3

125

59 0C

8 РПН

ТСР-7

1

59 0C

3 ПБВ

ТСР-1

1

61 0C

3 ПБВ

ТСР-2

1

60 0C

3 ПБВ

1 Секция

0,4 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

117 кВ

163 кВ

-555МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-552МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-555МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

В - 22 В - 10 В - 12

В В ВВВВВВВВВ

В В

ВВ

ВВВВВВВВВВВ

В

В

В

В

В

В

В

В

В

В

В

ВВ

В ВВВВВВВВВВВВ

ТС

Р-4

ТС

Р-3

0 кВ

ПожаротушениеКРУЭЩПТЩСНРУ 10 кВРУ 35 кВРУ 110 кВРУ 220 кВРУ 330 кВРУ 750 кВ

13:25:34

Петров МТ

Оператор

РЕЖРЗАТЕХОМПИЗМ

Плавка гололеда

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

0МВт

0 Мвар

0 А

0 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

0МВт

0 Мвар

0 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

407 кВ

335 кВ

226 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

АТ-4 АТ-3 АТ-2 АТ-1

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

АТ-5АТ-3АТ-4

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

10,6 кВ 10,6 кВ

10,6 кВ 10,6 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

515 кВ

516 кВ

516 кВ

515 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

117 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

37 кВ 36 кВ

-525МВт

-122 Мвар

895 А

396 В0МВт

0 Мвар

0 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

0МВт

0 Мвар

0 А

-525МВт

-122 Мвар

895 А

-12

2М

ва

р

89

5А

0М

ва

р

0А

-12

2М

ва

р

89

5А

-12

2М

ва

р

89

5А

0М

ва

р

0А

0М

ва

р

0А

-12

2М

ва

р

89

5А

0М

ва

р

0А

-12

2М

ва

р

89

5А

-12

2М

ва

р

89

5А-525МВт

-122 Мвар

895 А

?

12

ПЗ

Х

В

44

Приложение Д

(обязательное)

Требования к режимным мнемосхемам энергосистем

Режимные мнемосхемы необходимы для детального анализа топологии и

электрических режимов сети 110 кВ и выше отдельных энергосистем в эксплуатационной

зоне ПМЭС (МЭС).

Д.1 Требования к составу и видам отображения объектов энергосистемы

Д.1.1 Мнемосхема отображается в рамках одной энергосистемы. Количество таких

мнемосхем должно равняться количеству энергосистем, расположенных на территории

обслуживания данного ПМЭС (МЭС). Для крупных энергосистем допускается отображение

совокупностью схем отдельных участков энергосистемы.

Д.1.2 На мнемосхеме энергосистемы (ее участка) должны быть отражены:

все ПС и ЛЭП ЕНЭС и шунтирующей распределительной сети напряжением

110 кВ и выше, оказывающей существенной влияние на режимы работы ЕНЭС;

все электростанции, присоединенные к ЕНЭС, а также к шунтирующей

распределительной сети напряжением 110 кВ и выше, оказывающей существенное влияние

на режимы работы ЕНЭС, в зоне энергосистемы;

граничные объекты 110 кВ и выше соседних российских и зарубежных

энергосистем.

Д.1.3 Изображения на мнемосхеме ПС 220 кВ и выше и электростанций,

присоединенных к сети 110 кВ и выше, должны включать следующую информацию:

шины 110 кВ и выше, а также шины, к которым присоединены генераторы,

регулируемые и нерегулируемые СКРМ;

(авто-)трансформаторы связи 110 кВ и выше;

генераторы поблочно;

регулируемые и нерегулируемые СКРМ, присоединенные к шинам 6 кВ и

выше;

секционные и обходные выключатели;

объединенные выключатели ЛЭП.

Д.1.4 ПС и электростанции 110 (154) кВ при отображении на мнемосхеме должны

включать следующее оборудование:

шины 110 кВ, а также шины, к которым присоединены генераторы,

регулируемые и нерегулируемые СКРМ;

трансформаторы связи 110 кВ, при наличии на стороне низкого напряжения

генераторов и средств компенсации реактивной мощности;

генераторы поблочно;

регулируемые и нерегулируемые СКРМ, присоединенные к шинам 6 кВ и

выше;

секционные и обходные выключатели;

объединенные выключатели ЛЭП.

Д.1.5 На режимных мнемосхемах должна быть отображена следующая

информация:

названия ПС и электростанций;

диспетчерские наименования (авто-)трансформаторов связи, СКРМ,

генераторов;

ТИ напряжения на шинах 110 кВ и выше;

ТИ активной и реактивной мощности генераторов электростанций (поблочно

и суммарно по электростанции);

45

ТИ активной и реактивной мощности в (авто)трансформаторах связи 110 кВ и

выше (по стороне среднего напряжения);

ТИ реактивной мощности СКРМ;

дорасчетные ТИ эквивалентной нагрузки (по активной и реактивной

мощности) на шинах объекта.

Д.2 Требования к отображению отдельных элементов сети

Д.2.1 Генераторы отображаются совместно с блочными трансформаторами. Не

допускается представление на мнемосхеме нескольких блоков одним эквивалентным

изображением.

Д.2.2 (Авто-)трансформаторы связи отображаются раздельно. Не допускается

представление на мнемосхеме нескольких (авто-)трансформаторов одним эквивалентным

изображением.

Д.2.3 СКРМ отображаются раздельно. Не допускается представление на

мнемосхеме нескольких СКРМ одним эквивалентным изображением. При этом на

мнемосхеме должно быть корректно указано место присоединения СКРМ к сети: к шинам

или к ЛЭП.

Д.2.4 Эквивалентная нагрузка определяется суммой мощностей присоединений, не

отраженных на мнемосхеме, или нагрузкой присоединения, в полной мере описывающей

нагрузку узла сети (например, нагрузка ввода трансформатора).

Д.3 Требования к отображению параметров электрического режима

Д.3.1 Для замкнутых шин отображается одно напряжение. При отображении

измеренных напряжений и наличии нескольких значений напряжения на шинах объектов

(измерения с разных шин и т.д.) отображается наибольшее достоверное значение. В том

случае, если отдельные измерения напряжения на объекте становятся равными нулю

(например, при отключении одной системы шин) должен быть предусмотрен

автоматический переход на отображение следующего наибольшего измерения.

Д.3.2 Для секционированных шин отображаются напряжения для каждой

отдельной шины.

Пример оформления режимной мнемосхемы представлен на рисунке Д.1.

46

Рисунок Д.1 – Пример оформления режимной мнемосхемы

Documents

Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций.pdf